(1)

În conformitate cu articolul 53 alineatul (1) primul paragraf din Regulamentul (UE) nr. 1151/2012, Comisia a examinat cererea Portugaliei de aprobare a unei modificări a caietului de sarcini al denumirii de origine protejate „Carne Mertolenga”, înregistrată în temeiul Regulamentului (CE) nr. 1107/96 al Comisiei (2).

(2)

Deoarece modificarea respectivă nu este minoră în sensul articolului 53 alineatul (2) din Regulamentul (UE) nr. 1151/2012, Comisia a publicat cererea de modificare în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (3), în conformitate cu articolul 50 alineatul (2) litera (a) din regulamentul respectiv.

(3)

Deoarece Comisiei nu i s-a comunicat nicio declarație de opoziție în conformitate cu articolul 51 din Regulamentul (UE) nr. 1151/2012, modificarea caietului de sarcini trebuie aprobată,

(1)

În decembrie 2019, Comitetul de la Basel pentru supraveghere bancară (BCBS) a revizuit cadrul pilonului 3, inclusiv cerințele de publicare de informații privind riscul de rată a dobânzii în portofoliul bancar (interest rate risk in the banking book – IRRBB) (2). În concordanță cu dezvoltarea standardelor internaționale convenite de BCBS, cerințele de publicare de informații referitoare la IRRBB, aplicabile începând cu iunie 2021, au fost introduse la articolul 448 din Regulamentul (UE) nr. 575/2013 prin Regulamentul (UE) 2019/876 al Parlamentului European și al Consiliului (3).

(2)

Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2021/637 al Comisiei (4) ar trebui să includă și noile standarde tehnice de punere în aplicare privind publicarea de informații referitoare la IRRBB prevăzute la articolul 448 din Regulamentul (UE) nr. 575/2013.

(3)

Pentru a se asigura că instituțiile publică informații cuprinzătoare și comparabile referitoare la IRRBB, ar trebui să se stabilească un tabel care să conțină informații calitative privind riscurile de rată a dobânzii aferente activităților din afara portofoliului de tranzacționare și un model care să conțină informații cantitative privind riscurile de rată a dobânzii aferente activităților din afara portofoliului de tranzacționare.

(4)

Pentru a oferi instituțiilor suficient timp astfel încât să se pregătească în vederea publicării informațiilor în conformitate cu prezentul regulament, ar trebui ca prima dată când publică astfel de informații, instituțiile să aibă obligația de a furniza doar informațiile pentru perioada curentă.

(5)

Prin urmare, este necesar ca Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2021/637 să fie modificat în consecință.

(6)

Prezentul regulament se bazează pe proiectul de standarde tehnice de punere în aplicare transmis Comisiei de Autoritatea Bancară Europeană.

(7)

Autoritatea Bancară Europeană a efectuat consultări publice deschise cu privire la proiectul de standarde tehnice de punere în aplicare pe care se bazează prezentul regulament, a analizat costurile și beneficiile potențiale aferente și a solicitat avizul Grupului părților interesate din domeniul bancar, instituit în conformitate cu articolul 37 din Regulamentul (UE) nr. 1093/2010 al Parlamentului European și al Consiliului (5),

(1)

Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/715 a Comisiei (2) stabilește măsuri vizând fructele plantelor Citrus L., Fortunella Swingle, Poncirus Raf., și hibrizii lor, altele decât fructele plantelor Citrus aurantium L. și Citrus latifolia Tanaka („fructele specificate”, originare din Argentina, Brazilia, Africa de Sud și Uruguay, pentru a preveni introducerea și răspândirea pe teritoriul Uniunii a Phyllosticta citricarpa (Mc Alpine) Van der Aa („organismul dăunător specificat”). Decizia de punere în aplicare respectivă expiră la 31 martie 2022.

(2)

Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2019/2072 al Comisiei (3) stabilește, în partea A din anexa II, lista organismelor dăunătoare de carantină pentru Uniune a căror prezență pe teritoriul Uniunii nu este cunoscută. Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2019/2072 urmărește să prevină introducerea, stabilirea și răspândirea acestor organisme dăunătoare pe teritoriul Uniunii.

(3)

Organismul dăunător specificat este menționat ca organism dăunător de carantină pentru Uniune în anexa II la Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2019/2072. De asemenea, el este menționat ca organism dăunător prioritar în Regulamentul delegat (UE) 2019/1702 al Comisiei (4).

(4)

Începând din 2016, statele membre au raportat o serie de neconformități cauzate de prezența organismului dăunător specificat în importurile în Uniune de fructe specificate originare din Argentina, Brazilia, Africa de Sud și Uruguay. Ca urmare, este necesar să se mențină și să se actualizeze măsurile prevăzute în Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/715 pentru fiecare dintre aceste țări și, din motive de claritate, să fie prevăzute într-un regulament.

(5)

În plus, în 2021 a fost observat un număr mare de neconformități cauzate de prezența organismului dăunător specificat pe fructele specificate originare din Zimbabwe. Acest număr mare de neconformități din Zimbabwe indică faptul că măsurile stabilite la punctul 60 din anexa VII la Regulamentul de punere în aplicare (UE) 2019/2072 nu sunt suficiente pentru a asigura absența organismului dăunător specificat pe fructele specificate din Zimbabwe și, prin urmare, este necesar să se includă fructele specificate originare din Zimbabwe în domeniul de aplicare al măsurilor temporare împotriva organismului dăunător specificat stabilite prin prezentul regulament.

(6)

Pentru a asigura o prevenire mai eficace a intrării organismului dăunător specificat pe teritoriul Uniunii și având în vedere experiența dobândită prin aplicarea Deciziei de punere în aplicare (UE) 2016/715, este necesar să se stabilească măsuri suplimentare pentru fructele specificate originare din Argentina, Brazilia, Africa de Sud, Uruguay și Zimbabwe.

(7)

Respectivele măsuri sunt necesare pentru a asigura faptul că fructele specificate provin din locuri și situri de producție înregistrate și aprobate de organizațiile naționale de protecție a plantelor (denumite în continuare „ONPP”) din Argentina, Brazilia, Africa de Sud, Uruguay sau Zimbabwe. Ele sunt necesare și pentru a se asigura faptul că fructele respective sunt însoțite de un cod de trasabilitate care să permită, atunci când este necesar ca urmare a depistării organismului dăunător specificat, trasarea până la situl de producție. Măsurile respective sunt necesare și pentru a asigura faptul că fructele specificate provin din situri de producție în care organismul dăunător specificat nu a fost depistat în cursul sezonului comercial precedent și al celui actual.

(8)

În plus, este necesar ca ONPP din Argentina, Brazilia, Africa de Sud, Uruguay sau Zimbabwe să verifice aplicarea corectă a tratamentelor în teren, deoarece aceasta s-a dovedit a fi cea mai eficientă modalitate de a asigura absența organismului dăunător specificat din fructele specificate.

(9)

Mai mult, este necesar ca fructele specificate să fie însoțite de un certificat fitosanitar care să includă data inspecției, numărul de ambalaje din fiecare sit de producție și codurile de trasabilitate. Este necesar ca statele membre să indice codurile de trasabilitate atunci când notifică neconformitățile în sistemul electronic de notificare.

(10)

În urma revizuirii, în 2021, a cerințelor de import pentru fructele specificate originare din Argentina, care a dus la modificarea Deciziei de punere în aplicare (UE) 2016/715 prin Decizia de punere în aplicare (UE) 2021/682 a Comisiei (5), este necesar ca eșantionarea pentru a confirma aplicarea corectă a produselor de protecție a plantelor în teren să se bazeze pe neconformitățile identificate în urma inspecțiilor în teren sau la unitățile de ambalare înainte de export sau pe baza controalelor efectuate asupra transporturilor la posturile de control de la frontiera Uniunii. Această procedură este necesară pentru a asigura faptul că eșantionarea este bazată pe riscuri.

(11)

Având în vedere numărul mare de neconformități în ceea ce privește fructele specificate originare din Africa de Sud, notificate de statele membre în 2021, este necesar ca cerințele în materie de eșantionare să fie mai severe decât cele prevăzute în Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/715, pentru a depista organismul dăunător specificat pe fructele specificate de-a lungul diferitelor etape ale ambalării în unitatea de profil, până când ele sunt gata pentru export.

(12)

Având în vedere că începând cu 2019 numărul neconformităților notificate de statele membre cu privire la fructele specificate originare din Brazilia și Uruguay a fost mic, aplicarea măsurilor prevăzute în Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/715 de către aceste țări a prevenit introducerea și răspândirea în Uniune a Phyllosticta citricarpa. Prin urmare, este necesar ca măsurile respective să se aplice în continuare respectivelor două țări. Cu toate acestea, nu mai este necesar să se mențină obligația Uruguayului de a efectua teste de latență pentru portocalele Valencia, deoarece numărul neconformităților în ceea ce privește organismul dăunător specificat pe fructele specificate respective a scăzut semnificativ din 2016.

(13)

Având în vedere evaluarea riscurilor generate de organismele dăunătoare (6) efectuată de Autoritatea Europeană pentru Siguranța Alimentară, importurile de fructe specificate destinate exclusiv prelucrării prezintă un risc mai mic de transferare a organismului dăunător specificat la o plantă-gazdă adecvată, deoarece ele fac obiectul controalelor oficiale în Uniune și trebuie să respecte cerințe specifice privind circulația, prelucrarea, depozitarea, containerele, ambalajele și etichetarea. Prin urmare, este posibil să se permită astfel de importuri în condiții mai puțin stricte.

(14)

După efectuarea controalelor fizice menționate la articolul 49 din Regulamentul (UE) 2017/625 al Parlamentului European și al Consiliului (7), este necesar ca fructele specificate destinate exclusiv prelucrării să fie transportate direct și fără întârziere la unitățile de prelucrare sau la un spațiu de depozitare, pentru a asigura cel mai mic risc fitosanitar posibil.

(15)

Pentru a acorda ONPP, autorităților competente și operatorilor profesioniști în cauză timp suficient pentru a se adapta la cerințele prevăzute în prezentul regulament și pentru a asigura faptul că cerințele respective se aplică imediat după expirarea Deciziei de punere în aplicare (UE) 2016/715, este necesar ca prezentul regulament să se aplice de la 1 aprilie 2022.

(16)

Pentru a acorda timp suficient operatorilor din Brazilia, Uruguay și Zimbabwe să se adapteze la noile norme, este necesar ca cerința ca fructele specificate să fie produse într-un sit de producție în care organismul dăunător specificat nu a fost depistat pe fructele specificate în cursul perioadei de vegetație și de export precedente sau în timpul inspecțiilor oficiale efectuate în țările respective sau în timpul controalelor efectuate asupra transporturilor care intră în Uniune în cursul perioadei de vegetație și de export respective să se aplice numai de la 1 aprilie 2023 în cazul fructelor specificate originare din țările respective. O astfel de amânare a aplicării nu este necesară pentru Argentina sau Africa de Sud, care au confirmat că aplică deja o astfel de cerință.

(17)

Riscul fitosanitar, cauzat de prezența organismului dăunător specificat în Argentina, Brazilia, Africa de Sud, Uruguay și Zimbabwe, și de importarea în Uniune a fructelor specificate din țările terțe respective, variază în continuare în fiecare an în funcție de țara terță de origine pentru fructele specificate. Prin urmare, este necesar ca el să fie evaluat suplimentar pe baza celor mai recente evoluții tehnice și științifice privind prevenirea și menținerea sub control a organismului dăunător specificat. Prin urmare, este necesar ca prezentul regulament să fie temporar și să expire la 31 martie 2025, pentru a permite revizuirea sa.

(18)

Având în vedere faptul că Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/715 expiră la 31 martie 2022 și pentru ca schimburile comerciale cu fructele specificate să aibă loc în conformitate cu normele prezentului regulament imediat după expirarea ei, este necesar ca prezentul regulament să intre în vigoare în a treia zi de la data publicării în Jurnalul Oficial.

(19)

Măsurile prevăzute în prezentul regulament sunt conforme cu avizul Comitetului permanent pentru plante, animale, produse alimentare și hrană pentru animale,

(1)

Regulamentul (CE) nr. 1831/2003 prevede autorizarea aditivilor pentru hrana animalelor, precum și motivele și procedurile de acordare a unei astfel de autorizații.

(2)

În conformitate cu articolul 7 din Regulamentul (CE) nr. 1831/2003, a fost transmisă o cerere de autorizare a unui preparat de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571. Cererea respectivă a fost însoțită de informațiile și de documentele necesare în temeiul articolului 7 alineatul (3) din Regulamentul (CE) nr. 1831/2003.

(3)

Cererea se referă la autorizarea preparatului de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 ca aditiv de însilozare pentru toate speciile de animale, urmând a fi clasificat în categoria „aditivi tehnologici”.

(4)

În avizul său din 29 septembrie 2021 (2), Autoritatea Europeană pentru Siguranța Alimentară (denumită în continuare „autoritatea”) a concluzionat că, în condițiile de utilizare propuse, preparatul de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 nu are niciun efect advers asupra sănătății animalelor, asupra siguranței consumatorilor sau asupra mediului. De asemenea, ea a concluzionat că aditivul ar trebui să fie considerat un sensibilizant al căilor respiratorii. Prin urmare, Comisia consideră că este necesar să fie luate măsuri adecvate de protecție pentru a se preveni efectele negative asupra sănătății umane, îndeosebi în ceea ce privește utilizatorii aditivului. De asemenea, autoritatea a concluzionat că preparatul în cauză are potențialul de a îmbunătăți conservarea nutrienților în furajele însilozate produse din materiale care sunt ușor, relativ dificil și dificil de însilozat. Ea a verificat, de asemenea, raportul privind metoda de analiză a aditivilor destinați hranei animalelor, transmis de laboratorul de referință înființat prin Regulamentul (CE) nr. 1831/2003.

(5)

Evaluarea preparatului de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 indică faptul că sunt îndeplinite condițiile de autorizare prevăzute la articolul 5 din Regulamentul (CE) nr. 1831/2003. Prin urmare, utilizarea preparatului trebuie să fie autorizată, conform anexei la prezentul regulament.

(6)

Măsurile prevăzute în prezentul regulament sunt conforme cu avizul Comitetului permanent pentru plante, animale, produse alimentare și hrană pentru animale,

(1)

În conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 470/2009, Comisia trebuie să stabilească, prin intermediul unui regulament, limitele maxime ale reziduurilor („LMR-uri”) de substanțe farmacologic active destinate utilizării în Uniune în medicamentele de uz veterinar pentru animalele de la care se obțin produse alimentare sau în produsele biocide utilizate în zootehnie.

(2)

Tabelul 1 din anexa la Regulamentul (UE) nr. 37/2010 al Comisiei (2) stabilește substanțele farmacologic active și clasificarea lor în ceea ce privește limitele maxime ale reziduurilor (LMR-uri) în produsele alimentare de origine animală.

(3)

Bambermicina este deja inclusă în tabelul respectiv ca substanță permisă pentru iepuri, numai pentru uz oral. Rubrica existentă conține mențiunea „Nu se cere nicio LMR”.

(4)

În conformitate cu articolul 3 din Regulamentul (CE) nr. 470/2009, la 3 decembrie 2019, Huvepharma N.V. a transmis Agenției Europene pentru Medicamente („agenția”) o cerere de extindere a rubricii existente referitoare la bambermicină la țesuturile de pui.

(5)

La 18 martie 2021, agenția, prin avizul Comitetului pentru medicamente de uz veterinar (Committee for Medicinal Products for Veterinary Use – CVMP), a concluzionat că stabilirea unei LMR pentru bambermicină în țesuturile de pui nu era necesară și a recomandat utilizarea mențiunii „Nu se cere nicio LMR”.

(6)

La 5 mai 2021, Comisia a solicitat agenției să își reconsidere avizul din 18 martie 2021 în vederea stabilirii LMR-urilor pentru a facilita controalele oficiale și aplicarea dispozițiilor legislative de către autoritățile competente.

(7)

La 15 iulie 2021, agenția, pe baza avizului comitetului, după analizarea cererii și a cererii din partea Comisiei, a recomandat stabilirea unor LMR-uri numerice pentru bambermicina utilizată la pui, aplicabile mușchilor, pielii și grăsimilor în proporții naturale, ficatului și rinichilor, dar nu și pentru utilizare la animalele de la care se obțin ouă pentru consumul uman.

(8)

În conformitate cu articolul 5 din Regulamentul (CE) nr. 470/2009, agenția trebuie să ia în considerare utilizarea LMR-urilor stabilite pentru o substanță farmacologic activă dintr-un anumit produs alimentar la un alt produs alimentar obținut de la aceeași specie sau a LMR-urilor stabilite pentru o substanță farmacologic activă aplicabile uneia sau mai multor specii la alte specii.

(9)

Agenția a concluzionat că extrapolarea LMR-urilor pentru bambermicina din țesuturile de pui la țesuturile altor specii de păsări de curte este adecvată, dar nu și la ouăle de păsări de curte.

(10)

Având în vedere avizul agenției, se consideră adecvat să se stabilească LMR recomandată pentru bambermicină în țesuturile de pui și să se extrapoleze această LMR la alte specii de păsări de curte, dar nu și la ouăle de păsări de curte.

(11)

Prin urmare, este necesar ca Regulamentul (UE) nr. 37/2010 să fie modificat în consecință.

(12)

Măsurile prevăzute în prezentul regulament sunt conforme cu avizul Comitetului permanent pentru medicamentele de uz veterinar,

(1)

La 16 octombrie 2017, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2017/1869 (1) prin care s-a instituit misiunea Uniunii Europene de consiliere în sprijinul reformei sectorului de securitate din Irak (EUAM Irak).

(2)

La 7 aprilie 2020, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2020/513 (2), prin care a modificat mandatul EUAM Irak și l-a prelungit până la 30 aprilie 2022.

(3)

În urma revizuirii strategice a EUAM Irak, Comitetul politic și de securitate a recomandat modificarea și prelungirea mandatului EUAM Irak până la 30 aprilie 2024.

(4)

Prin urmare, Decizia (PESC) 2017/1869 ar trebui modificată în consecință.

(5)

EUAM Irak se va desfășura în contextul unei situații care s-ar putea deteriora și care ar putea aduce atingere realizării obiectivelor acțiunii externe a Uniunii astfel cum se prevede la articolul 21 din Tratatul privind Uniunea Europeană,

(1)

La 28 februarie 2022, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2022/338 (1), prin care s-a instituit o măsură de asistență cu o valoare de referință financiară de 450 000 000 EUR destinată să acopere furnizarea către forțele armate ucrainene de echipamente militare și de platforme concepute pentru a aplica o forță letală.

(2)

La 23 martie 2022, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2022/471 (2) de modificare a Deciziei (PESC) 2022/338, prin care s-a majorat valoarea de referință financiară la 900 000 000 EUR.

(3)

Având în vedere agresiunea armată a Federației Ruse împotriva Ucrainei, valoarea de referință financiară ar trebui majorată cu un cuantum suplimentar de 450 000 000 EUR, iar durata măsurii de asistență ar trebui prelungită cu 24 de luni.

(4)

Decizia (PESC) 2022/338 ar trebui modificată în consecință,

(1)

La 28 februarie 2022, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2022/339 (1), prin care s-a instituit o măsură de asistență cu o valoare de referință financiară de 50 000 000 EUR destinată să acopere finanțarea furnizării către forțele armate ucrainene de echipamente și materiale care nu sunt concepute pentru a aplica o forță letală, cum ar fi echipamente individuale de protecție, truse de prim ajutor și combustibili.

(2)

La 23 martie 2022, Consiliul a adoptat Decizia (PESC) 2022/472 (2) de modificare a Deciziei (PESC) 2022/339, prin care s-a majorat valoarea de referință financiară la 100 000 000 EUR.

(3)

Având în vedere agresiunea armată a Federației Ruse împotriva Ucrainei, valoarea de referință financiară ar trebui majorată cu un cuantum suplimentar de 50 000 000, destinat să acopere finanțarea furnizării către forțele armate ucrainene de echipamente și materiale care nu sunt concepute pentru a aplica o forță letală, cum ar fi echipamente individuale de protecție, truse de prim ajutor și combustibili. Durata măsurii de asistență ar trebui de asemenea prelungită cu 24 de luni.

(4)

Decizia (PESC) 2022/339 ar trebui modificată în consecință,

(1)

La 23 februarie 2022, Federația Rusă a lansat o agresiune militară neprovocată și nejustificată împotriva Ucrainei, pe care Consiliul European a condamnat-o în termenii cei mai fermi cu putință în concluziile sale din 24 februarie 2022.

(2)

La 24 martie 2022, Consiliul European a afirmat în concluziile sale că „războiul de agresiune al Rusiei împotriva Ucrainei încalcă grav dreptul internațional și provoacă pierderi de vieți omenești și rănirea civililor la o scară enormă. Rusia direcționează atacurile împotriva populației civile și vizează obiective civile, inclusiv spitale, unități medicale, școli și adăposturi. Aceste crime de război trebuie să înceteze imediat. Cei responsabili și complicii lor vor fi trași la răspundere în conformitate cu dreptul internațional.” În plus, Consiliul European a reafirmat Declarația de la Versailles din 11 martie 2022, care a salutat în special decizia procurorului Curții Penale Internaționale de a deschide o anchetă pentru crimele care intră în sfera sa de competență.

(3)

Prin Decizia 2014/486/PESC a Consiliului (1) a fost instituită EUAM Ucraina pentru a asista Ucraina în domeniul reformei sectorului securității civile, al sprijinului poliției și al statului de drept.

(4)

EUAM Ucraina ar trebui să ofere sprijin autorităților ucrainene pentru a facilita investigarea și urmărirea penală a crimelor internaționale comise în contextul agresiunii militare a Federației Ruse împotriva Ucrainei.

(5)

Decizia 2014/486/PESC ar trebui modificată în consecință.

(6)

EUAM Ucraina se va desfășura în contextul unei situații care s-ar putea deteriora și care ar putea aduce atingere realizării obiectivelor acțiunii externe a Uniunii prevăzute la articolul 21 din Tratatul privind Uniunea Europeană,

(1)

În urma unei proceduri de notificare prealabilă, prin scrisoarea din 19 decembrie 2019, Regatul Belgiei a notificat Comisiei, în conformitate cu articolul 108 alineatul (3) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene („TFUE”), un mecanism de remunerare a capacității la nivelul întregii piețe (capacity remuneration mechanism – „CRM” sau „măsura”).

(2)

Prin scrisoarea din 21 septembrie 2020, Comisia a informat Belgia că a decis să inițieze procedura prevăzută la articolul 108 alineatul (2) din TFUE în legătură cu măsura respectivă.

(3)

Decizia Comisiei de a iniția procedura („decizia de inițiere a procedurii”) a fost publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (2). Comisia a invitat părțile interesate să prezinte observații.

(4)

Prin scrisoarea din 22 octombrie 2020, Belgia a prezentat observații cu privire la decizia de inițiere a procedurii. În plus, Comisia a primit observații suplimentare de la 15 părți interesate. Aceasta a transmis observațiile respective Belgiei, oferindu-i posibilitatea de a răspunde. Observațiile acesteia au fost primite prin scrisoarea din 24 decembrie 2020.

(5)

La 9 iulie 2021, Belgia a acceptat, în mod excepțional, să renunțe la drepturile care decurg de la articolul 342 din TFUE coroborat cu articolul 3 din Regulamentul nr. 1/1958 (3) și și-a exprimat acordul privind adoptarea și comunicarea prezentei decizii în limba engleză.

(6)

Belgia estimează că se va confrunta cu o problemă de adecvare a sistemului de producere a energiei electrice începând din 2025, în principal ca urmare a deciziei sale de a elimina treptat întreaga capacitate nucleară în perioada 2022-2025 și ca urmare a dezafectării capacităților centralelor termice în Belgia și în țările învecinate.

(7)

Prin urmare, obiectivul măsurii este de a se asigura că există o capacitate suficientă pentru producția de energie electrică și că această producție răspunde cererii preconizate de energie electrică.

(8)

În cadrul CRM, beneficiarii ar fi selectați printr-o procedură de ofertare concurențială și ar fi remunerați pentru disponibilitatea lor. Sprijinul ar lua forma unei plăți pentru capacitate pe durata acordului privind capacitatea de producție. În schimb, ofertanții câștigători și-ar oferi disponibilitatea de a satisface cererea operatorului de transport și de sistem („OTS”) în timpul unor situații de criză care ar putea apărea.

(9)

Belgia și-a stabilit obiectivele naționale de decarbonizare în Planul său național privind energia și clima („PNEC”) (4). Pe baza PNEC, se preconizează că ponderea energiei din surse regenerabile din consumul de energie electrică din Belgia va crește de la 17 % în 2017 la cel puțin 40,4 % în 2030. Atingerea acestor obiective va necesita integrarea unor surse regenerabile de energie („SRE”) semnificative, cum ar fi energia eoliană și cea solară, al căror caracter intermitent poate reprezenta o provocare pentru adecvarea și siguranța alimentării.

(10)

Deși dezvoltarea surselor regenerabile de energie nu este obiectivul său principal, CRM adoptă, în modul în care este proiectat, obiectivul ambițios de a continua introducerea de SRE în mixul energetic al Belgiei și acționează ca o completare la dezvoltarea în continuare a noilor SRE intermitente.

(11)

Temeiul juridic al măsurii este Legea privind energia electrică din 29 aprilie 1999 privind organizarea pieței energiei electrice din Belgia („Legea privind energia electrică”), care a fost modificată prin legi (5) publicate la 16 mai 2019 și la 19 martie 2021 în Monitorul Oficial al Belgiei.

(12)

În plus, au fost elaborate decrete regale (6) și norme (7) privind funcționarea CRM belgian pentru a dezvolta în continuare modalitățile de aplicare a CRM:

(13)

În august 2020, Elia, operatorul belgian de transport și de sistem, a realizat o consultare publică referitoare la normele privind funcționarea CRM în Belgia (13).

(14)

Obiectivul principal al CRM propus este de a garanta siguranța alimentării, astfel cum este definită într-un standard de fiabilitate.

(15)

Astfel cum s-a notificat în 2019, criteriul de fiabilitate din Belgia a fost definit printr-un criteriu format din două părți privind previziunea de pierderi datorate întreruperii alimentării cu energie electrică (loss of load expectation – „LOLE”): numărul preconizat de ore în care nu va fi posibil ca toate resursele de producție disponibile pentru rețeaua electrică a Belgiei să acopere sarcina și nevoia de rezerve operaționale, luând în considerare și răspunsul părții de consum, stocarea și liniile de interconexiune, nu trebuie să depășească 3 ore pentru un an normal din punct de vedere statistic. Drept criteriu secundar, LOLE trebuie să rămână sub 20 de ore pentru un an anormal din punct de vedere statistic („LOLE95”) (14). Aceste valori au fost prevăzute și în Legea privind energia electrică.

(16)

Standardul de fiabilitate este o expresie a valorii estimate pe care consumatorii o acordă evitării pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică („VoLL”) și costului preconizat al noilor capacități în Belgia („CONE”).

(17)

Articolul 23 alineatul (6) din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (15) („Regulamentul privind energia electrică”) prevede stabilirea unei metodologii a Uniunii pentru a calcula VoLL, CONE și standardul de fiabilitate.

(18)

La 2 octombrie 2020, Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei („ACER”) a aprobat metodologia de calcul pentru VoLL („metodologia VoLL”), CONE („metodologia CONE”) și standardul de fiabilitate („metodologia RS”). Cele trei metodologii sunt denumite în mod colectiv „metodologia VoLL/CONE/RS” (16).

(19)

La 7 iunie 2021, Belgia a prezentat calculul noilor valori ale VoLL, CONE și al standardului de fiabilitate în conformitate cu metodologia VoLL/CONE/RS.

(20)

La 28 mai 2021, autoritatea belgiană de reglementare în domeniul energiei („CREG”) a transmis ministrului energiei propunerea sa privind un standard de fiabilitate pentru Belgia. Standardul de fiabilitate propus de CREG era de 2 ore și 43 de minute.

(21)

În avizul său din 2 iunie 2021, Direcția Generală pentru Energie din cadrul Serviciului Public Federal al Economiei („SPF Economie”) a recomandat rotunjirea standardului de fiabilitate la 3 ore pentru a asigura coerența cu studiile anterioare privind caracterul adecvat al resurselor naționale și europene, pentru a permite respectarea practicii de exprimare a standardelor de fiabilitate în ore întregi la fel ca în țările învecinate și pentru a ține seama de faptul că deficitul nemarginal identificat în ceea ce privește Belgia va fi acoperit de un mix energetic, nu de o singură tehnologie de referință.

(22)

În conformitate cu proiectul de decret regal privind stabilirea standardului de fiabilitate și aprobarea valorilor pentru costul VoLL și CONE, noul standard de fiabilitate este stabilit la 3 ore.

(23)

Proiectul de decret regal aprobă, de asemenea, estimarea unică a costului VoLL pe baza valorii stabilite de Direcția Generală pentru Energie din cadrul SPF Economie împreună cu Biroul de planificare și a costului CONE pe baza tehnologiei privind răspunsul părții de consum (17).

(24)

Costul VoLL va fi stabilit la 16 033 EUR/MWh, iar CONE la 45 EUR/kW/an.

(25)

Costul VoLL a fost calculat utilizând o metodă de triangulare care a luat în considerare funcția de producție și o anchetă efectuată de CREG privind disponibilitatea de a plăti. Potrivit autorităților belgiene, ancheta realizată de CREG nu este solidă, deoarece, printre altele, scenariul unic propus (la o temperatură mai mică de +5 °C) nu era reprezentativ pentru majoritatea scenariilor de deficit. Prin urmare, ponderea atribuită rezultatelor anchetei în cadrul estimării VoLL a fost scăzută.

(26)

În conformitate cu Legea privind energia electrică, calculele relevante pentru CRM vor fi efectuate pe baza standardului de fiabilitate în vigoare la data de 15 septembrie a anului care precede licitația.

(27)

Având în vedere calendarul strâns, Belgia a calculat volumul care urmează să fie achiziționat în cadrul licitațiilor A-4 și A-1, planificate pentru octombrie 2021 și, respectiv, 2024, pe baza vechiului standard de fiabilitate, sub rezerva angajamentului de a ajusta volumele, dacă este necesar, în cazul în care noul standard de fiabilitate și evaluarea adecvării indică o nevoie de capacitate semnificativ mai redusă.

(28)

Belgia s-a angajat, de asemenea, să actualizeze VoLL pe baza unei noi anchete privind disponibilitatea de a plăti, în conformitate cu metodologia CONE/VoLL/RS și, dacă este necesar, să stabilească un nou standard de fiabilitate înainte de septembrie 2022, astfel încât noul standard de fiabilitate să fie utilizat la determinarea volumului care urmează să fie achiziționat cel târziu pentru licitația din 2023.

(29)

Potrivit autorităților belgiene, Belgia se va confrunta cu o problemă de adecvare începând din 2025, cauzată în principal de eliminarea treptată a energiei nucleare planificată pentru perioada 2022-2025, și accentuată de dezafectarea capacităților centralelor termice în țările învecinate. Problema adecvării a fost identificată prin intermediul unui studiu al adecvării resurselor la nivel național, fiind luate în calcul mai multe scenarii.

(30)

Studiul național privind adecvarea, care acoperă perioada 2020-2030, publicat de operatorul belgian de transport și de sistem Elia în iunie 2019 („studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea”) (18), a identificat o nevoie sistematică de noi capacități de cel puțin 3,9 GW în scenariul cu impact ridicat și probabilitate scăzută (High-Impact Low Probability – HiLo) EU-HiLo, până în iarna 2025-2026. Acest scenariu ia în considerare energia electrică importată și estimează că mai multe unități nucleare din Franța ar putea să nu fie disponibile (pe lângă indisponibilitatea „normală”). Același scenariu a fost utilizat în cadrul evaluării volumului rezervelor strategice (19). Scenariul de bază al UE (20) indică un deficit de 2,4 GW dacă se menține capacitatea centralelor termice existentă în sistem (a se vedea figura 4-18 din studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea).

(31)

Rezultatele studiului din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea arată, pentru scenariul EU-HiLo, că, fără intervenție, LOLE ar ajunge la 10,5 ore în 2025, depășind astfel în mod semnificativ standardul național de fiabilitate în ceea ce privește siguranța alimentării. Indicatorul LOLE95 ar crește, ajungând chiar la 84 de ore. Tabelul următor prezintă rezultatele LOLE, astfel cum rezultă din studiul național privind adecvarea pentru scenariile EU-HiLo și EU-BASE:

Tabelul 1

Rezultatele LOLE pentru Belgia în studiul privind adecvarea și flexibilitatea

Sursa: Studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea.

(32)

La 11 iulie 2019, CREG a publicat o analiză a studiului din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea (21). În această analiză, printre altele, CREG a pus sub semnul întrebării utilizarea scenariului EU-HiLo ca scenariu principal. Potrivit CREG, metodologia de evaluare a profitabilității capacităților existente și noi ar trebui îmbunătățită și ar trebui luate în considerare toate rezervele de echilibrare disponibile în Belgia și în străinătate.

(33)

În noiembrie 2019, Rețeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică („ENTSO-E”) a publicat Previziunile pe termen mediu privind adecvarea din 2019 („MAF 2019”) (22), care indică următoarele rezultate pentru Belgia în 2025:

Tabelul 2

Nivelurile LOLE pentru Belgia în MAF 2019

Sursa: ENTSO-E, „Previziuni pe termen mediu privind adecvarea – 2019”.

(34)

Cu toate acestea, potrivit Belgiei, documentul MAF 2019 publicat de ENTSO-E nu prezintă rezultatele LOLE pentru Belgia suficient de exact, deoarece estimează disponibilitatea unei capacități suplimentare de 2,5 GW (24) care nu este garantată în realitate.

(35)

În raportul său final din aprilie 2020 (25), Forumul pentalateral pentru energie electrică (26) („PLEF”) a prezentat următoarele rezultate cu privire la situația Belgiei în 2025:

Tabelul 3

Nivelurile LOLE pentru Belgia în „Evaluarea adecvării generale” („GAA”), PLEF 2020

Sursa: Forumul pentalateral pentru energie electrică, „Evaluarea adecvării sistemului de producție – aprilie 2020 – raport final”.

(36)

În noiembrie 2020, ENTSO-E a publicat MAF 2020. În scenariul de bază pentru 2025, rezultatele MAF 2020 indică o valoare medie a LOLE de 0,4 ore care, prin urmare, îndeplinește criteriul de adecvare juridică pentru Belgia, care înseamnă o valoare LOLE de 3 ore.

(37)

Cu toate acestea, în observațiile prezentate de țări și anexate la MAP 2020, Belgia a indicat că: „În MAF 2020 există un volum semnificativ de capacitate «nou construită» previzionată, distribuită într-un număr mare de țări. Trebuie remarcat faptul că, în general, nu există nicio certitudine că aceste capacități s-ar materializa în cele din urmă în 2025 și, prin urmare, aceste ipoteze și rezultatele care decurg din acestea, prezentate în MAF 2020, ar trebui interpretate cu atenție. În plus, Belgia face parte, de mai mulți ani, din regiunea în care a fost deja pusă în aplicare cuplarea piețelor bazată pe flux. Deși Elia a elaborat și a pus în aplicare un model de simulare bazat pe flux, de exemplu în studiul Elia din 2019, care a fost utilizat și în studiul PLEF GAA 2020, o astfel de abordare nu este încă utilizată în prezentul studiu MAF 2020”.

(38)

În notificarea lor, autoritățile belgiene au indicat că metodologia și datele sunt aliniate la nivel european, astfel încât studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea este în conformitate cu MAF 2019.

(39)

În conformitate cu articolul 23 alineatul (3) din Regulamentul privind energia electrică, ENTSO-E ar trebui să elaboreze o metodologie care să fie utilizată pentru evaluarea adecvării resurselor la nivel european („ERAA”) și pentru orice evaluare a adecvării resurselor la nivel național („NRAA”) (a se vedea articolul 24 din Regulamentul privind energia electrică). Această metodologie ar trebui aprobată de ACER.

(40)

La 2 octombrie 2020, ACER a aprobat metodologia pentru evaluarea adecvării resurselor la nivel european („metodologia ERAA”) (30).

(41)

La 30 iunie 2021, Elia a publicat un nou studiu privind adecvarea și flexibilitatea pentru perioada 2022-2032 („studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea”).

(42)

În conformitate cu metodologia ERAA, Elia a integrat elementele metodologiei ERAA prezentate mai jos în cadrul studiului din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea:

(43)

Autoritățile belgiene au susținut că principalele cerințe metodologice prevăzute în metodologia ERAA au fost puse în aplicare în acest studiu.

(44)

Pe baza Regulamentului privind energia electrică, NRAA trebuie să conțină scenariile principale de referință. Aceste scenarii includ, printre altele, o evaluare a viabilității economice a activelor de producție. Metodologia ERAA precizează, de asemenea, că trebuie definite două scenarii de referință centrale, unul cu mecanisme de asigurare a capacității în întreaga Europă, iar celălalt fără astfel de mecanisme de asigurare a capacității.

(45)

În consecință, în studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea au fost explorate două scenarii principale:

(46)

Studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea ia în considerare în mod corespunzător contribuția tuturor resurselor, inclusiv posibilitățile existente și viitoare de producție, de stocare a energiei, de integrare sectorială, de răspuns al părții de consum, de import și de export, precum și de contribuția lor la exploatarea flexibilă a sistemului.

(47)

Autoritățile belgiene au susținut că modelarea prețurilor de închidere maxime, efectuată în studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea, ține seama de toate dispozițiile legale disponibile, cum ar fi limita maximă de preț aplicabilă în prezent, regula de 60 % (31), astfel cum este prevăzută în Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor (32) și Decizia nr. 04/2017 a ACER din 14 noiembrie 2017.

(48)

Studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea modelează creșterea automată a prețului de închidere maxim începând din 2025. Potrivit autorităților belgiene, este foarte probabil ca LOLE să nu apară înainte de 2025 și, prin urmare, nicio creștere a prețului de închidere maxim nu este modelată înainte de 2025. Totuși, chiar dacă ar avea loc creșteri ale plafonului prețurilor, potrivit autorităților belgiene, modelarea arată că rezultatele evaluării viabilității economice pentru 2025 nu s-ar schimba (a se vedea figura 3-72 din studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea). Belgia s-a angajat să se asigure că noul studiu privind adecvarea, care urmează să fie publicat până în iunie 2023, ține seama pe deplin de metodologia pentru creșterea dinamică a prețurilor de la începutul perioadei de simulare.

(49)

Potrivit studiului din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea, începând din 2025, după finalizarea eliminării treptate a energiei nucleare, Belgia se va confrunta cu o nevoie structurală de noi capacități. Această necesitate se ridică la 2 GW în 2025 în scenariul principal „EU-BASE” și crește treptat până la 3,9 GW până în 2032. Nevoia crescută este legată de creșterea preconizată a consumului de energie electrică și de reducerea importurilor în perioadele de deficit în Belgia.

(50)

Studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea prevede că doar o foarte mică parte din noua capacitate va fi viabilă pe piața exclusivă a energiei până în 2025.

(51)

În consecință, autoritățile belgiene consideră că, în lipsa oricărei măsuri, în Belgia se identifică o problemă de adecvare a resurselor începând cu 2025.

(52)

Studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea reprezintă cea mai recentă și cea mai bună imagine a necesității CRM.

(53)

Belgia a identificat o serie de disfuncționalități ale pieței care împiedică buna funcționare, siguranța, accesibilitatea prețurilor și sustenabilitatea pieței energiei electrice.

(54)

O primă disfuncționalitate a pieței provine din diferiți factori care împiedică semnalele de preț eficiente și din faptul că prețurile la energie sunt împiedicate să crească până la VoLL, precum și din alte imperfecțiuni în ceea ce privește organizarea pieței.

(55)

Combinația dintre aceste disfuncționalități ale pieței și măsurile de reglementare asociate poate avea tendința de a atenua semnalele de preț de pe piețele energiei electrice, astfel încât prețurile nu reușesc să crească până la un nivel „eficient” în perioadele de deficit. Acest lucru duce la un deficit cronic de venituri pentru operatorii de instalații și operatorii de răspuns al părții de consum, astfel încât capacitatea de a-și recupera costurile fixe și variabile este afectată, situație denumită de obicei „fonduri lipsă” (missing money), ceea ce împiedică forțele pieței să atingă nivelul necesar de adecvare.

(56)

În teorie, incapacitatea consumatorilor de a-și selecta nivelul dorit de fiabilitate ar putea fi soluționată pe o piață exclusivă a energiei, permițând creșterea prețurilor la un nivel de reglementare care să reflecte prețul la care consumatorii nu ar mai fi dispuși să plătească pentru energie și care ar permite producătorilor să primească rentă de deficit. Totuși, ca o consecință a răspunsului scăzut al părții de consum, este dificil să se țină seama de valoarea VoLL efectivă, iar creșterile vertiginoase ale prețurilor se confruntă cu probleme de acceptabilitate politică.

(57)

Potrivit autorităților belgiene, o a doua disfuncționalitate a pieței rezultă din aversiunea față de risc a investitorilor în contextul unei volatilități crescute și al unui grad ridicat de incertitudine în materie de reglementare. Pătrunderea tot mai mare a surselor regenerabile de energie intermitente crește volatilitatea prețurilor și gradul de incertitudine cu privire la posibilitatea ca tehnologiile convenționale să își recupereze costurile fixe pe piața energiei electrice. Potrivit Belgiei, micile variații ale condițiilor legate de nivelul de introducere a surselor regenerabile de energie, de exemplu obiectivele privind energia solară, energia eoliană produsă pe țărm și energia eoliană offshore, ar putea avea un impact semnificativ asupra veniturilor obținute din tehnologiile de producție convenționale. Problema fondurilor lipsă devine mai gravă pe măsură ce capacitatea intermitentă crește. Ca urmare, potrivit autorităților belgiene, acest lucru sporește riscul economic asociat investițiilor în tehnologii de producție convenționale flexibile. În plus, potrivit Belgiei, prețurile la energie nu oferă, de obicei, un orizont de timp mai lung de trei ani pentru acoperirea riscului, ceea ce înseamnă prea puțin pentru a le prezenta investitorilor o oportunitate de investiție. În plus, potrivit autorităților belgiene, chiar dacă piețele la termen ar putea ține seama de modificările progresive ale cererii și ofertei, acestea nu ar fi în măsură să asigure o acoperire în cazul unui șoc structural important, cum ar fi eliminarea treptată a energiei nucleare planificată a avea loc în Belgia.

(58)

În al treilea rând, fiabilitatea sistemelor de energie electrică prezintă anumite caracteristici de bun public. Acest lucru se datorează faptului că investițiile pentru un nivel mai ridicat de siguranță a alimentării aduc beneficii tuturor, în timp ce, astfel cum s-a explicat mai sus, nu este posibil ca majoritatea consumatorilor finali individuali să fie deconectați în mod selectiv de către operatorul de sistem pe baza disponibilității lor de a plăti. Astfel, producătorii vor dispune, probabil, de stimulente insuficiente pentru a investi în capacitatea de producție, ceea ce ar determina, în ultimă instanță, niveluri suboptime de fiabilitate a sistemului.

(59)

Potrivit autorităților belgiene, aceste aspecte iau o formă specială în Belgia, unde piața este relativ mică și foarte interconectată și, prin urmare, este afectată și de riscuri similare legate de furnizare de pe piețele învecinate de energie electrică. Prin urmare, potrivit autorităților belgiene, gradul de adecvare al Belgiei este influențat în mare măsură de situația de pe piețele învecinate de energie electrică.

(60)

În 2018, Comisia a aprobat o rezervă strategică pentru Belgia până la 31 martie 2022 (33). Obiectivul rezervei strategice este de a satisface cererea maximă în perioadele de iarnă în care piața nu reușește acest lucru, prin menținerea unei anumite capacități existente de producție și de răspuns al părții de consum în afara pieței, ca rezervă care să fie activată numai atunci când resursele de echilibrare sunt epuizate.

(61)

La 25 noiembrie 2019, Comisia a primit din partea Ministerului Energiei din Belgia un plan de punere în aplicare (34), elaborat în temeiul articolului 20 alineatul (3) din Regulamentul privind energia electrică, care impune statelor membre cu probleme de adecvare să stabilească, în cadrul unui plan de punere în aplicare, măsuri de eliminare a denaturărilor în materie de reglementare sau a disfuncționalităților de pe piețele lor. În urma unei consultări publice, Comisia a adoptat, la 30 aprilie 2020, un aviz privind planul de punere în aplicare al Belgiei, în temeiul articolului 20 alineatul (5) din Regulamentul privind energia electrică (35). Belgia a adoptat și a transmis Comisiei o versiune finală a planului său de punere în aplicare (36).

(62)

În ceea ce privește piețele de echilibrare, Belgia a introdus o așa-numită „componentă alfa” în mecanismul său de stabilire a prețurilor de dezechilibru. Aceasta constituie o componentă suplimentară a prețului de dezechilibru pusă la dispoziția părților responsabile cu echilibrarea („PRE”) pentru a crește semnalul de preț în timp real atunci când crește dezechilibrul sistemului din zona de control a Belgiei. În avizul său, Comisia a invitat Belgia să analizeze dacă funcția de tarifare de deficit ar trebui să se aplice nu doar pentru PRE, ci și pentru furnizorii de servicii de echilibrare („FSE”). Acest lucru poate sprijini siguranța alimentării prin asigurarea faptului că PRE și FSE se confruntă cu același preț pentru energia produsă/consumată, deoarece diferențierea prețurilor poate duce la un arbitraj ineficient din partea actorilor de pe piață. Comisia consideră, de asemenea, că funcția de tarifare de deficit ar trebui să fie declanșată de deficitul de rezerve din sistem și ar trebui să fie calibrată pentru a crește prețurile de echilibrare ale energiei până la nivelul VoLL atunci când rezervele sistemului se epuizează. Comisia a invitat Belgia să ia în considerare, în mod corespunzător, modificarea sistemului său de tarifare de deficit până cel târziu la 1 ianuarie 2022. În plus, Belgia pune în aplicare compensarea dezechilibrelor și se pregătește să adere la platformele de echilibrare ale UE pentru aRRF (rezerva pentru restabilirea frecvenței) și mRRF (rezerva manuală pentru restabilirea frecvenței), care se preconizează că vor fi instituite până la sfârșitul anului 2021 și, respectiv, 2022. De asemenea, Belgia și-a asumat următoarele angajamente în ceea ce privește achizițiile de servicii de echilibrare și de servicii auxiliare:

(63)

În raportul anual, prezentat de Belgia în iulie 2021, se confirmă faptul că aceste acțiuni au avut loc între timp.

(64)

În Belgia, răspunsul părții de consum este eligibil să participe pe piețele angro de energie electrică (inclusiv pe piețele pentru ziua următoare și intrazilnice), precum și pe piața de echilibrare și este tratat în mod similar cu alți participanți la piață și cu furnizorii de servicii de echilibrare. Răspunsul părții de consum poate fi reprezentat fie individual, fie prin intermediul agregatorilor. Pentru a facilita și mai mult răspunsul părții de consum, Belgia s-a angajat, în planul său de punere în aplicare (prezentat în 2019), să introducă contoare inteligente care vor fi diferite pentru fiecare dintre regiunile sale:

(65)

Belgia a avut o rată de interconectare electrică de 21 % în 2020. Prin proiectele deja planificate (a se vedea Planul federal de dezvoltare 2020-2030) (38), rata de interconectare electrică din Belgia va ajunge la aproximativ 30 % până în 2030 (39). Următoarele consolidări ale rețelei belgiene au devenit recent sau vor deveni operaționale în următorii ani:

(66)

CRM va fi deschis pentru toate capacitățile care pot contribui la adecvarea resurselor, atât pentru capacitățile existente, cât și pentru cele noi, la stocare și la răspunsul părții de consum. Va fi permisă agregarea capacităților, inclusiv din tehnologii diferite.

(67)

Participarea capacităților externe va fi, de asemenea, permisă. Normele sunt descrise în detaliu în secțiunea 2.10.

(68)

Beneficiarii CRM vor fi furnizorii de capacitate selectați în cadrul procedurii de ofertare concurențiale.

(69)

Pragul minim de participare a fost stabilit la 1 MW, în principal din următoarele motive:

(70)

Decretul regal privind criteriile de eligibilitate referitoare la sprijinul cumulat și pragul minim de participare prevede evaluarea nivelului pragului minim de participare pe parcursul duratei de viață a CRM, cel puțin o dată la cinci ani.

(71)

Regulile privind agregarea permit participarea furnizorilor de capacitate mai mici care nu îndeplinesc cerința pragului minim.

(72)

Mai mulți furnizori de capacitate pot opta pentru o agregare într-o singură unitate a pieței de capacități de minimum 1 MW, fără limită maximă. Singura limitare este faptul că punctele de livrare pentru care se aplică programele zilnice de pe piețele energiei (în general, în prezent, punctele de livrare cu o putere mai mare de 25 MW) nu pot face parte dintr-un portofoliu agregat. Agregarea este permisă în toate tehnologiile. În plus, este permisă realocarea componentelor în cadrul unei unități agregate a pieței de capacități („UPC”), pentru a spori flexibilitatea față de agregatori și pentru a încuraja participarea acestora la procesul de licitație.

(73)

Regulile privind agregarea vor fi revizuite și modificate periodic, dacă autoritățile belgiene consideră necesar, pentru a se asigura că aceste reguli nu constituie un obstacol în calea participării la licitație.

(74)

În cadrul mecanismului este prevăzută o categorie specială, aceea a „capacității nedemonstrate”. Aceasta este definită ca fiind capacitatea care, la începutul procesului de precalificare din A-4, nu poate fi asociată cu un punct de livrare și, prin urmare, nu poate respecta cerințele de precalificare referitoare la punctul de livrare. Categoria este deschisă tuturor tehnologiilor și vizează încurajarea participării capacităților care ar putea avea mai multe dificultăți în a asigura deja nivelul de maturitate standard necesar în perioada A-4. Capacitățile nedemonstrate reprezintă proiecte mai puțin mature, de exemplu atunci când punctul de livrare nu este cunoscut încă; nu este disponibil niciun plan de execuție a proiectului, iar proiectul ajunge la maturitate abia în perioada anterioară livrării. Autoritățile belgiene au explicat că conceptul de „capacitate nedemonstrată” a fost introdus la cererea pieței și ar putea fi util în special agregatorilor/furnizorilor de răspuns al părții de consum, care au în vedere posibilitatea de a găsi o astfel de capacitate în perioada anterioară livrării, dar, de exemplu, încă nu au finalizat acordurile cu locurile de consum/au în vedere perspective multiple. O capacitate nedemonstrată ar trebui oferită numai în cadrul licitației A-4. Acestei categorii i se poate atribui doar categoria de capacitate standard cu contract pe 1 an (a se vedea considerentele 138 și 145).

(75)

Pentru a reduce riscul la adresa securității sistemului prin recurgerea la proiecte mai puțin mature, capacitatea totală care urmează să fie acceptată în această categorie este limitată la 200 MW pentru prima licitație. Legea privind energia electrică prevede că se ia o decizie cu privire la această capacitate maximă totală pentru fiecare licitație în parte. Pragul ar putea evolua și mai mult în timp, pe baza unei experiențe pozitive.

(76)

CRM este deschis tuturor deținătorilor de capacitate în funcție de rata lor de disponibilitate și de contribuția lor la obiectivul de adecvare a resurselor. Într-adevăr, nu se preconizează că UPC-urile vor fi disponibile 100 % din timp la 100 % din puterea lor de referință din cauza, de exemplu, a condițiilor meteorologice, a ciclurilor de întreținere, a defecțiunilor.

(77)

Din acest motiv, se calculează un factor de reducere pentru fiecare tehnologie, pentru a evalua fiabilitatea acesteia și contribuția sa la siguranța alimentării în momente care sunt deosebit de relevante din punctul de vedere al adecvării (așa-numitele „ore de deficit simulat”). Prin urmare, deținătorii de capacitate pot participa la licitație și, astfel, sunt eligibili numai pentru contractele de capacitate care nu depășește capacitatea lor redusă (41).

(78)

Metodologia de calculare a acestor parametri de reducere diferă în funcție de tehnologie și este specificată mai în detaliu în decretul regal, care stabilește metodologia pentru calculul capacităților și parametrii de licitație. Metodologia va depinde de categoria capacității:

(79)

La 4 mai 2021, Belgia a furnizat factorii de reducere actualizați prezentați în tabelul de mai jos:

Tabelul 4

Factorii de reducere

Sursa: Anunțul (42).

(80)

Regulile privind reducerea pot fi revizuite anual și modificate, dacă este necesar. În mod special, OTS va fi consultat cu privire la lista tehnologiilor actuale existente pe piață. În cazul în care s-ar primi observații potrivit cărora un tip nou de tehnologie lipsește din listă, acesta ar putea fi totuși luat în considerare în timpul calibrării anuale a factorilor de reducere. Prin urmare, dacă este necesar, factorii de reducere și tehnologiile vor fi actualizate anual și revizuite.

(81)

În ceea ce privește participarea transfrontalieră, capacitatea maximă de intrare disponibilă pentru participarea capacității externe indirecte într-o zonă de control este definită de operatorul de sistem pentru fiecare zonă de piață direct conectată electric la zona de control belgiană, în conformitate cu articolul 26 din Regulamentul privind energia electrică.

(82)

Până la adoptarea strategiilor, propunerilor sau deciziilor relevante de punere în aplicare a articolului 26 din Regulamentul privind energia electrică, contribuția fiecărei zone de piață direct conectate cu Belgia este stabilită prin contribuția acestor zone în timpul orelor de deficit simulat, astfel cum se descrie în secțiunea 2.10.1.

(83)

Pentru a garanta condiții de concurență echitabile cu alte capacități contractate în cadrul licitației A-4, Elia va utiliza factorii de reducere cunoscuți la momentul licitației A-4 ca parametru de intrare pentru procesul standard de precalificare al capacităților nedemonstrate (întrucât procesul standard de precalificare referitor la aceste capacități poate fi organizat în termen de cel mult 24 de luni de la licitația A-4).

(84)

Conform notificării, OTS va organiza licitații pentru CRM în funcție de nivelul resurselor de capacitate necesare în vederea garantării unui nivel corespunzător de adecvare a resurselor pentru a atinge standardul de fiabilitate.

(85)

O licitație pentru capacitate este organizată în fiecare an pentru livrarea capacității peste patru ani („licitația A-4”). În anul imediat anterior anului de furnizare a capacității vizate de licitația principală se organizează o altă licitație („licitația A-1”). Prima licitație A-4 este planificată să fie organizată în 2021, iar prima licitație A-1 ar trebui să aibă loc în 2024.

(86)

Într-o versiune anterioară a Legii energiei electrice, articolul 7j alineatul (2) prevedea că metodologia care definește parametrii prin care se determină volumul de capacitate care urmează să fie achiziționat a fost propusă de OTS. În temeiul Regulamentului privind energia electrică, care este aplicabil de la 1 ianuarie 2020, statul membru aprobă volumul care urmează să fie licitat pe baza unei propuneri din partea autorității de reglementare CREG. Prin urmare, Comitetul CRM (SPF Economie, CREG, Elia și Cabinetul ministrului energiei) a decis deja în 2019 că CREG va elabora o propunere de metodologie pentru parametrii care determină volumul care urmează să fie achiziționat prin licitații. Considerentele următoare oferă mai multe detalii cu privire la cronologie.

(87)

La 22 noiembrie 2019, Elia a elaborat un proiect de propunere de decret regal de stabilire a metodologiei pentru parametrii licitației (cum ar fi factorii de reducere, prețul de exercitare și prețul de referință, plafonul prețului intermediar), inclusiv a procesului prin care se stabilește scenariul de determinare a capacității necesare (43). La 6 decembrie 2019, CREG a adoptat un aviz (44) privind propunerea Elia, în care explică în special faptul că utilizarea scenariului EU-HiLo pentru a determina capacitatea care urmează să fie achiziționată este inadecvată (45) și nu este în conformitate cu articolul 24 alineatul (1) din Regulamentul privind energia electrică.

(88)

La 18 martie 2020, CREG a transmis ministrului belgian al energiei un proiect al propunerii 2064 pentru determinarea volumului de capacitate care urma să fie achiziționat. Proiectul de propunere a fost inspirat în mare măsură de nota (Z) 2024 a CREG, care a fost transmisă ministrului la 20 decembrie 2019, în urma unei consultări publice (46). CREG a adoptat propunerea finală la 24 martie 2020 (47). Propunerea:

(a)

generează o constrângere bugetară în care costul CRM trebuie să fie mai mic decât costul pentru consumator din cauza energiei nelivrate preconizate (expected non-delivered energy – EENS) (48), care este evitată printr-un CRM. Costul CRM este costul capacității solicitate pentru respectarea standardului de fiabilitate. Costul preconizat al deficitului de energie este EENS înmulțit cu disponibilitatea de a plăti pentru clienții care, în mod neintenționat, nu primesc această energie (VoLL). În cazul unui risc pentru siguranța alimentării, VoLL reprezintă costul nefurnizării anunțat în prealabil. Utilizând valorile VoLL ale Biroului de planificare (49) și ale unui studiu realizat de ACER (50), CREG obține următoarea constrângere bugetară: Sursa: CREG, „Propunerea (E) 2064 – 24 martie 2020”.

(b)	obține următoarea curbă a cererii, în care volumul vizat care urmează să fie licitat este C-Q (51): Sursa: CREG, „Propunerea (E) 2064 – 24 martie 2020”.

(89)

Ținând seama de rezultatele consultării publice privind nota CREG 2024, Ministerul Energiei din Belgia a concluzionat că metodologia propusă de CREG (în special constrângerea bugetară) nu oferă suficiente garanții că obiectivul CRM de a „asigura nivelul necesar de siguranță a alimentării” va fi respectat în conformitate cu criteriile legale.

(90)

În consecință, Ministerul Energiei din Belgia a elaborat o metodă alternativă care definește parametrii de determinare a cantității de capacitate achiziționată în cadrul mecanismului de asigurare a capacității, ținând seama de propunerea Elia de decret regal menționată în considerentul 87 și de propunerea CREG menționată în considerentul 88. În perioada 23 martie 2020-27 martie 2020 a avut loc o consultare publică cu privire la această metodologie adaptată. În conformitate cu Legea privind CRM modificată, articolul 7j alineatul (2) adaptat din Legea privind energia electrică prevede că parametrii care definesc volumul care urmează să fie achiziționat sunt definiți într-un decret regal, pe baza unei propuneri din partea autorității de reglementare. Decretul regal final a fost publicat în Monitorul Oficial al Belgiei la 30 aprilie 2021, în urma aprobării Legii privind CRM modificate (52). Considerentele 91-99 descriu procesul astfel cum este prevăzut în prezentul decret regal final.

(91)

În fiecare an, volumul de capacitate necesar pentru a îndeplini standardul de fiabilitate într-un anumit an de furnizare viitor (adică volumul țintă) va fi stabilit pe baza unei propuneri din partea autorității de reglementare. Autoritatea de reglementare face această propunere luând în considerare datele furnizate de OTS, dar și aceste date sunt calculate de OTS pe baza unui scenariu și a unor valori intermediare care au fost propuse de autoritatea de reglementare și care au fost stabilite de ministru. Volumul țintă este stabilit pe baza standardului legal de fiabilitate, care corespunde unei anumite valori a LOLE. Pentru a se asigura îndeplinirea acestui criteriu se calibrează un scenariu. După calibrarea scenariului, se efectuează o simulare de piață care conduce la identificarea orelor de deficit simulat. Volumul țintă este apoi calculat ca suma sarcinii medii în timpul orelor de deficit simulat și a nevoii de echilibrare, din care se scade media EENS în timpul orelor de deficit simulat.

(92)

Scenariul menționat în considerentul 91 va fi unul dintre scenariile de referință principale utilizate pentru a identifica problema adecvării resurselor, fie din ultima ERAA (53), fie din cea mai recentă NRAA (54), și va fi actualizat cu cele mai recente informații disponibile (55). Procesul de finalizare a volumului de capacitate care urmează să fie achiziționat trebuie, de asemenea, să respecte părțile relevante din Regulamentul privind energia electrică.

(93)

Decretul regal prevede următoarea procedură pentru stabilirea scenariului de referință. Ca bază pentru decizia ministrului energiei, OST din Belgia va publica, după consultarea publică a părților de pe piață, o recomandare cu privire la date și ipoteze. Ulterior, autoritatea de reglementare va prezenta o propunere privind scenariul de referință, ținând seama de metodologia prevăzută în decretul regal. În cele din urmă, SPF Economie va publica un aviz cu privire la această propunere. Decizia finală privind alegerea scenariului este responsabilitatea ministrului energiei.

(94)

Un plafon global al licitației determină remunerația maximă care poate fi primită de o ofertă în cadrul licitației CRM și se aplică tuturor categoriilor de capacitate. Prin limitarea remunerației maxime care poate fi primită, plafonul global al licitației limitează riscul de abuz de putere de piață ca urmare a depunerii unor oferte necorespunzătoare. Plafonul global al licitației este calculat înmulțind valoarea CONE netă (56) cu un factor X. Valoarea factorului de corecție X ia în considerare incertitudinile legate de estimarea valorii CONE nete, atât la nivelul variabilității costului brut al unui nou concurent asociat cu diferite tehnologii, cât și la stabilirea anuităților anuale inframarginale de pe piața energiei și a veniturilor nete de pe piața serviciilor auxiliare de echilibrare. Plafonul global al prețului licitației pentru prima licitație este egal cu 75 EUR/kW/an, care este egal cu valoarea netă a CONE înmulțită cu un factor de corecție de 1,50 (57).

(95)

Curba cererii pentru licitațiile A-4 este concepută pe baza a 3 puncte, după cum se arată în continuare în figura de mai jos:

(96)

Curba cererii pentru licitațiile A-1 este concepută pe baza acelorași puncte B și C ca și pentru licitațiile A-4, dar volumul țintă este ajustat pentru a lua în considerare capacitatea deja contractată în cadrul licitației A-4 care corespunde aceleiași perioade de livrare. Pe ordonată, punctul A corespunde plafonului global al prețului licitației, iar pe abscisă, volumului țintă.

(97)

Autoritățile belgiene consideră că structura curbelor cererii respectă două principii:

(98)

În conformitate cu Legea privind energia electrică, un volum minim de capacitate trebuie rezervat pentru licitațiile A-1 și dedus din volumul țintă pentru licitația A-4. Acest volum rezervat trebuie să fie cel puțin egal cu capacitatea necesară, în medie, pentru a acoperi capacitatea totală de vârf pentru mai puțin de 200 de ore de funcționare pe an. În conformitate cu Decretul regal de stabilire a metodologiei pentru calculul capacității și pentru parametrii licitației în contextul mecanismului de remunerare a capacității de producție, capacitatea necesară pentru a acoperi capacitatea totală de vârf pentru mai puțin de 200 de ore, în medie, se determină, pentru fiecare bloc de 100 MW, în funcție de numărul mediu de ore necesar pentru îndeplinirea criteriului de siguranță a alimentării pe baza curbei de durată a sarcinii. Acestea sunt orele necesare anumitor capacități pentru a satisface consumul maxim de energie electrică. Estimarea curbei cererii a dus la rezervarea a aproximativ 2,5 GW pentru licitația A-1 prevăzută pentru 2024. Potrivit Belgiei, decizia de a rezerva o parte din volumul care urmează să fie achiziționat pentru procesul de licitație A-1 reflectă dorința sa de a sublinia neutralitatea tehnică și deschiderea tehnică a mecanismului. Această măsură încurajează participarea furnizorilor de servicii de răspuns al părții de consum, deoarece ar putea fi mai dificil pentru aceste capacități să își planifice disponibilitatea cu mult timp înainte, ceea ce ar putea complica participarea lor la licitația A-4. În pofida acestui transfer al volumului de capacitate la licitația A-1, tuturor deținătorilor de capacitate li se permite să participe atât la procesul de licitație A-4, cât și la procesul de licitație A-1 pentru o anumită perioadă de livrare.

(99)

Anticiparea punerii în aplicare a proiectului final de decret regal:

(100)

Curba cererii pentru licitația A-4 din octombrie 2021 se bazează pe scenariul central al MAF 2019, cu date actualizate și corecții bazate pe „Evaluarea adecvării sistemului de producție”, efectuată de PLEF și publicată în aprilie 2020 (a se vedea, de asemenea, considerentele 287-289).

(101)

Studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea utilizează scenariul central al MAF 2020, completat cu cel mai recent set de date disponibil pentru fiecare țară, colectate în cadrul ENTSO-E, și cu informațiile publice sau studiile naționale actualizate pentru alte țări. Potrivit Belgiei, prin utilizarea aceleiași surse (MAF) ca set de date atât pentru evaluările adecvării resurselor, cât și pentru calibrarea curbei cererii, este asigurată coerența.

(102)

Belgia a clarificat faptul că sensibilitatea utilizată în calculele curbei cererii pentru prima licitație cu privire la indisponibilitatea capacității nucleare franceze (în conformitate cu „Evaluarea adecvării sistemului de producție” efectuată de PLEF) a fost modelată și în studiul din 2021 privind adecvarea și flexibilitatea.

(103)

Volumul estimat care urmează să fie achiziționat în cadrul primelor licitații A-4 și A-1 este de aproximativ 9,5 GW. Volumul total este definit pentru fiecare licitație și se bazează pe metodologia descrisă în secțiunea 2.5.2. În curba cererii pentru licitația A-4, autoritățile belgiene au rezervat un volum semnificativ pentru licitația A-1, asigurându-se că o nouă calibrare va avea loc în apropierea anului de livrare și evitând scoaterea la licitație a unui volum prea mare de capacitate în cadrul primei licitații A-4. Această rezervă importantă A-1 permite autorităților belgiene să facă față unor ușoare abateri ca urmare a noilor date de intrare și a îmbunătățirilor metodologice, dar în același timp garantează că tehnologiile noi și inovatoare beneficiază de posibilități ample de a participa, asigurând astfel, în practică, neutralitatea tehnologică a măsurii.

(104)

În general, aproximativ 54 % din consumul mediu de vârf din momentele de deficit va fi contractat în cadrul licitației A-4 din 2021, reducând astfel volumul vizat la ceea ce este strict necesar.

(105)

Belgia s-a angajat să verifice încrucișat și să ajusteze, dacă este necesar, volumele care urmează să fie achiziționate în cadrul licitației T-4 din 2023 și al licitației T-1 din 2026 cu rezultatele NRAA 2023.

(106)

Tuturor deținătorilor de capacități de producție de peste 1 MW li se aplică o procedură obligatorie de precalificare. Cu toate acestea, capacitățile precalificate nu sunt obligate să participe la procedura de ofertare (clauză de neparticipare). Pentru a facilita această precalificare obligatorie, este prevăzut un proces de precalificare accelerat pentru a da posibilitatea deținătorilor de capacitate să îndeplinească obligația de precalificare cu un efort minim (este necesară doar o cantitate minimă de informații, cum ar fi un număr de identificare, tipul punctului de livrare și capacitatea instalată totală): pentru deținătorii de capacitate după un proces de precalificare accelerat, capacitatea este tratată automat ca opțiune de neparticipare.

(107)

Printre cerințele de precalificare se numără și o limită a emisiilor: furnizorii de capacitate care depășesc limita de emisii de mai jos nu pot participa la licitația pentru capacitate:

(108)

În plus, ca parte a procesului de precalificare, candidații trebuie să furnizeze o garanție financiară provizorie pentru a li se permite să participe la licitație. Această garanție financiară provizorie intră în vigoare atunci când UPC este selectată în cadrul licitației. În cazul în care, după selectarea în cadrul licitației, furnizorul de capacitate nu își respectă obligațiile contractuale sau în cazul în care nu este dispus să semneze contractul de capacitate, se vor aplica sancțiuni financiare ca parte a procesului de control înainte de livrare. Contrapartea contractuală are dreptul de a solicita garanții financiare pentru cazul în care aceste sancțiuni rămân neplătite. La momentul precalificării, valoarea garanției financiare provizorii va fi de 20 000 EUR/MW pentru UPC-urile virtuale și suplimentare și de 10 000 EUR/MW pentru UPC-urile existente, în funcție de volumul eligibil al UPC (având în vedere că nu se cunoaște încă capacitatea contractată și pentru a se asigura că garanția financiară este proporțională cu dimensiunea proiectului și cu riscul aferent pentru sistem în cazul nelivrării). În cazul în care capacitatea finală contractată a UPC este mai mică decât volumul eligibil al acesteia, valoarea garanției financiare este redusă pentru diferența pozitivă dintre volumul eligibil și capacitatea contractată, înmulțită cu 20 000 EUR (pentru UPC-urile virtuale și suplimentare) sau cu 10 000 EUR (pentru UPC-urile existente).

(109)

În plus, părțile care doresc să solicite precalificarea pentru instalații noi (pentru un contract de capacitate cu o durată de 15 ani) pe bază de combustibili fosili trebuie să recunoască faptul că obținerea unui contract de capacitate nu le scutește de obligația de respectare a legislației și a obiectivelor actuale și viitoare stabilite de Uniunea Europeană și/sau Belgia în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră. În plus, acestea trebuie să recunoască faptul că obținerea unui contract de capacitate le obligă să contribuie la elaborarea de politici în vederea atingerii acestor obiective. În acest scop, ele trebuie să anexeze o declarație scrisă prin care se angajează:

(110)

Respectarea angajamentelor prevăzute în considerentul 109 trebuie demonstrată Direcției Generale pentru Energie din cadrul SPF Economie.

(111)

Mecanismul licitației concurențiale utilizează formatul de licitație sigilat în care ofertanții depun oferte în mod anonim, iar piața este ulterior echilibrată într-o singură rundă. Potrivit autorităților belgiene, prin faptul că nu furnizează informații pieței în timpul echilibrării acesteia și nu le permite ofertanților să își actualizeze ofertele, licitația în plic închis limitează potențialul de abuz de putere de piață. De asemenea, autoritățile belgiene indică faptul că, prin procesul de licitație în plic închis, spre deosebire de licitațiile descendente, ofertanții nu au obligația ca (de obicei) timp de 2-3 zile să fie disponibili pentru a reacționa la informațiile care sunt puse la dispoziție pentru procesul de licitație. Acest proces de licitație care este mai puțin complex și necesită mai puțin timp ar putea reduce și mai mult bariera la intrare, relevantă în special pentru actorii noi și mici și pentru părțile care asigură răspunsul părții de consum a căror activitate principală nu este legată de piața energiei.

(112)

Tuturor ofertanților câștigători li se va acorda o remunerație pentru capacitate, pe baza regulii de stabilire a prețului pay-as-bid (plată la prețul de ofertă) pentru toate licitațiile legate cel puțin de cele două perioade de livrare inițiale (licitațiile A-4 și A-1 pentru perioadele de livrare care încep în noiembrie 2025 și noiembrie 2026). Cu alte cuvinte, furnizorii de capacitate câștigători vor primi ca remunerație pentru capacitate prețul oferit.

(113)

În urma prezentării către Parlament a unui raport de evaluare, licitațiilor legate de perioadele de livrare ulterioare li s-ar putea aplica regula de stabilire a prețului pay-as-cleared (plată la prețul de echilibrare). Conform regulii pay-as-cleared, remunerația pentru capacitate este egală cu prețul ofertei selectate celei mai ridicate (cu limitarea plafonului prețului intermediar, a se vedea secțiunea 2.5.4.2).

(114)

Autoritățile belgiene consideră că situația adecvării din Belgia, în jurul anului 2025, va necesita noi capacități (a se vedea considerentul 29). Prin urmare, deținătorii de capacitate care prezintă structuri de costuri foarte eterogene vor concura, probabil, în cadrul licitațiilor CRM inițiale. În consecință, autoritățile belgiene se tem că unii furnizori de capacitate ar putea beneficia de rente CRM inframarginale ridicate și, prin urmare, de profituri excepționale în cazul în care se aplică regula pay-as-cleared. Potrivit Belgiei, teoretic, în cazul unor informații perfecte, atunci când participanții la piață pot anticipa posibilul preț de echilibrare a pieței în conformitate cu principiul pay-as-cleared, regula de stabilire a prețului pay-as-bid ar conduce la același rezultat, întrucât ofertanții sunt stimulați să liciteze la acest preț de închidere anticipat. Cu toate acestea, în practică, un anumit grad de incertitudine și imprevizibilitate legat de prețul de piață pay-as-cleared potențial este asociat, inevitabil, cu primele licitații CRM. Prin urmare, în conformitate cu regula de stabilire a prețului pay-as-bid, actorii de pe piață pot acționa cu mai multă prudență pentru a evita riscul de a nu fi selectați și, prin urmare, regula pay-as-bid poate conduce la un rezultat mai puțin costisitor.

(115)

Cu toate acestea, Belgia consideră că avantajul eficienței din punctul de vedere al costurilor prezentat de licitațiile de tip pay-as-bid ar putea scădea în timp, nu numai pentru că cerința de capacitate nouă ar putea dispărea, ci și pentru că licitațiile recurente de tip pay-as-bid permit participanților la piață să anticipeze mai bine prețul de echilibrare a pieței de referință, ceea ce conduce la o curbă „plată” a ofertei. În plus, în cazul în care problema fondurilor lipsă ar dispărea pe termen mediu și lung, regula pay-as-bid ar putea împiedica prețul să tindă spre zero, deoarece furnizorii de capacitate nu sunt stimulați să liciteze la zero în conformitate cu această regulă de stabilire a prețului.

(116)

Belgia consideră că, după licitațiile ulterioare, regula de stabilire a prețului pay-as-cleared ar putea deveni cea mai bună alegere pentru a stimula concurența, pentru a oferi un semnal transparent privind prețul și pentru a permite ca remunerațiile pentru capacitate să tindă la zero atunci când se preconizează că nivelul capacității furnizate va fi adecvat pentru a satisface nivelul de capacitate solicitat. O caracteristică importantă a regulii de stabilire a prețului pay-as-cleared este faptul că un comportament de ofertare rațional este de a licita la costuri reale. De asemenea, deoarece regula de stabilire a prețului pay-as-cleared oferă pieței un semnal transparent privind prețul, aceste informații pot fi deosebit de valoroase pentru unitățile mici și pentru noii actori de pe piață, deoarece le pot oferi o idee mai clară despre condițiile de piață actuale și preconizate pentru viitor, încurajând astfel participarea în timp. În plus, regula de stabilire a prețului pay-as-cleared facilitează acordurile contractuale, în special pentru agregări. Prin urmare, Belgia va prevedea o procedură care să facă posibilă modificarea regulii de stabilire a prețului pay-as-cleared atunci când se demonstrează că acest lucru este avantajos.

(117)

Astfel cum se descrie în detaliu în secțiunea 2.6, o UPC care necesită investiții semnificative poate solicita un contract de capacitate multianual. Pentru moment, această regulă nu se aplică participării externe indirecte, care nu poate primi decât un contract pe o perioadă de un an (a se vedea considerentele 143 și 144). Potrivit autorităților belgiene, UPC-urile din categoria de contracte pe o perioadă de un an se confruntă cu cerințe constând în costuri de investiții inexistente sau scăzute care ar trebui acoperite (în caz contrar, s-ar califica pentru un contract multianual). Prin urmare, se prevede aplicarea unui plafon al prețului intermediar pentru UPC-urile din categoria contractelor pe o perioadă de un an, pentru a se evita profiturile excepționale. Această regulă se va aplica, de asemenea, contractelor atribuite capacității externe indirecte (a se vedea în detaliu secțiunea 2.10.1).

(118)

UPC-urile din cadrul categoriei de contracte de un an nu vor putea să liciteze la un preț mai mare decât plafonul prețului intermediar. În plus, chiar și în cadrul regulii pay-as-cleared (a se vedea considerentul 113), aceste UPC-uri nu ar primi plăți pentru capacitate mai mari decât plafonul prețului intermediar.

(119)

Potrivit autorităților belgiene, plafonarea prețului intermediar va împiedica, de asemenea, actorii de pe piață cu putere de piață semnificativă să decidă în mod strategic să blocheze sau să închidă capacitatea existentă, scoțând astfel efectiv capacitatea de pe piață, ceea ce ar influența prețul de echilibrare a pieței. Prin limitarea remunerațiilor maxime pentru capacitate aferente capacităților din categoria contractelor cu o durată de 1 an (printre care activele existente), plafonarea prețului intermediar ar limita potențialul obținerii de rente inframarginale excesive.

(120)

Autoritățile belgiene indică faptul că plafonul prețului intermediar, pe de o parte, ar trebui să fie suficient de scăzut pentru a evita profiturile excepționale, dar, pe de altă parte, nu ar trebui să fie atât de scăzut încât să împiedice profiturile normale ale investitorilor sau chiar să împiedice UPC-urile să participe la licitația CRM și să creeze un semnal de ieșire nedorit.

(121)

Metodologia descrisă în Decretul regal de stabilire a metodologiei pentru calculul capacității și pentru parametrii licitației în contextul mecanismului de remunerare a capacității de producție stabilește că plafonul prețului intermediar se calibrează la nivelul preconizat al „fondurilor lipsă” pentru tehnologia cu cele mai slabe performanțe existentă în prezent pe piață, luând în considerare atât costurile, cât și veniturile.

(122)

Se iau în considerare următoarele costuri:

(123)

Aceste componente de cost sunt împărțite la factorii de reducere aplicabili, deoarece plafonul prețului intermediar se aplică în cadrul licitației în care prețurile sunt exprimate per MW redus. Autoritățile belgiene au furnizat datele prezentate în tabelul 5 de mai jos (64).

Tabelul 5

Costurile anuale totale pentru o listă restrânsă de tehnologii existente  (65)

Sursa: Anunțul.

(124)

Se iau în considerare următoarele venituri anuale:

(125)

Autoritățile belgiene au furnizat datele prezentate în tabelul 6 de mai jos:

Tabelul 6

Veniturile anuale totale pentru o listă restrânsă de tehnologii existente  (67)

Sursa: Anunțul.

(126)

În cele din urmă, „fondurile lipsă” se calculează scăzând venitul anual din valoarea anuală a costurilor. La numărul derivat se adaugă o marjă de incertitudine de 5 %, pentru a se ține seama de incertitudinile generale asociate cu o estimare a „fondurilor lipsă”, în special având în vedere că calibrarea plafonului prețului intermediar necesită generalizarea cifrelor privind costurile și veniturile pentru fiecare tehnologie și că această estimare se realizează cu până la câțiva ani înainte de perioada de livrare relevantă.

(127)

Autoritățile belgiene au furnizat datele din tabelul 7. Diferitele „niveluri” pentru valoarea „fondurilor lipsă” reprezintă următoarele categorii: nivelul 1 ia în considerare cifrele costurilor scăzute și cifrele veniturilor ridicate; nivelul 2 ia în considerare cifrele costurilor scăzute și cifrele veniturilor medii; nivelul 3 ia în considerare cifrele costurilor scăzute și cifrele veniturilor scăzute; nivelul 4 ia în considerare cifrele costurilor medii și cifrele veniturilor ridicate; nivelul 5 ia în considerare cifrele costurilor medii și cifrele veniturilor medii; nivelul 6 ia în considerare cifrele costurilor medii și cifrele veniturilor scăzute.

Tabelul 7

Valorile „fondurilor lipsă” derivate pentru o listă restrânsă de tehnologii existente  (69)

Sursa: Anunțul.

(128)

Pe baza datelor de intrare și a datelor furnizate de Elia, precum și a recomandărilor cu privire la aceste date primite din partea autorității de reglementare, autoritățile belgiene au stabilit plafonul prețului intermediar pentru prima licitație, adică licitația A-4 cu perioada de livrare noiembrie 2025-octombrie 2026, la 20 EUR/kW redus/an.

(129)

În cursul procedurii oficiale de investigare, Belgia a instituit un mecanism care permite o derogare individuală de la plafonul prețului intermediar (70).

(130)

Mecanismul de derogare a fost introdus în decretul regal pentru a stabili metodologia de calcul al capacităților și pentru parametrii licitației în contextul CRM. Mecanismul de derogare se aplică în mod egal atât capacităților naționale, cât și celor transfrontaliere indirecte.

(131)

În conformitate cu decretul regal, pentru prima licitație, din cauza intervalului scurt dintre proiectarea mecanismului de derogare și pregătirea primei licitații, derogarea va fi acordată ex post, adică după închiderea licitației. Belgia a explicat că potențialii beneficiari vor depune cererea de derogare și vor transmite toate informațiile relevante înainte de data licitațiilor. Toate criteriile și regulile pentru derogare vor fi stabilite în mod transparent înainte de data licitațiilor. Derogarea nu va depinde de ofertele depuse de vreun participant la licitație. În cele din urmă, dacă se concluzionează ex post că unele unități nu se califică pentru derogare și că plățile acestora sunt reduse, acest lucru nu afectează rezultatul (contractul, plata și cantitatea atribuită) pentru alte unități care au participat la licitație.

(132)

Licitația de capacitate ar trebui să fie închisă prin selectarea acelei combinații de oferte care maximizează bunăstarea socială, ținând seama de curba cererii (stabilită în mod administrativ) și de curba ofertei (prin agregarea diferitelor oferte ale deținătorilor de capacitate), și prin luarea în considerare a componentelor de volum și de preț ale diferitelor oferte. În acest context, bunăstarea socială se calculează ca suma dintre surplusul consumatorului (surplus pentru societate rezultat din satisfacerea cererii pentru siguranța alimentării la un preț mai mic decât dorința de a plăti pentru capacitate, definită de curba cererii) și surplusul producătorului (surplus pentru furnizorii de capacitate rezultat din selectarea ofertelor lor la un preț mai mare decât prețul oferit).

(133)

În cazul în care mai multe soluții de echilibrare (adică o combinație de oferte) sunt echivalente în ceea ce privește maximizarea surplusului economic, se selectează soluția cu cele mai scăzute emisii de CO2. Dacă două soluții sunt echivalente atât în ceea ce privește maximizarea surplusului economic, cât și în ceea ce privește emisiile medii ponderate de CO2, se selectează soluția cu cea mai mică durată medie ponderată a contractului, cu scopul de a evita dependența față de furnizor pe mai mulți ani (71).

(134)

Algoritmul de licitație va ține seama, de asemenea, de constrângerile de rețea, astfel încât va respinge anumite combinații de oferte care, împreună, nu sunt fezabile din punctul de vedere al rețelei. Setul de constrângeri de rețea legate de rețeaua OTS care se vor aplica în timpul închiderii licitației va fi stabilit înainte de efectuarea închiderii licitației și va fi determinat fie de considerente de securitate a sistemului, fie de limitări ale distanței fizice.

(135)

Potrivit autorităților belgiene, o durată mai lungă a contractului de capacitate îi permite furnizorului de capacitate să obțină finanțare pe termen lung pentru a repartiza costurile de investiții pe o perioadă mai lungă. Acest lucru ar putea reduce remunerația pentru capacitate necesară pe an și ar putea contribui la asigurarea competitivității unui nou proiect în raport cu proiectele existente pe piață. Potențialul unei noi intrări pe piață la un preț competitiv este, de asemenea, extrem de important pentru controlarea puterii de piață a furnizorilor de capacitate existenți.

(136)

Cu toate acestea, o durată mai lungă a contractului de capacitate poate, de asemenea, să „blocheze” o tehnologie pe piața energiei pentru o perioadă mai lungă. Prin urmare, statul belgian a optat pentru categorii de capacitate diferite (de la 1 an până la 3, 8 și 15 ani). În consecință, noilor investiții nu li se acordă imediat un contract de capacitate pentru perioada maximă (15 ani), evitându-se astfel blocarea viitoarei piețe a energiei pentru tehnologii noi (și potențial mai ecologice).

(137)

În Decretul regal din 12 decembrie 2019 (72) propus de CREG, costurile eligibile sunt definite după cum urmează: „cheltuielile pentru investiții inițiale și nerecurente, care sunt dispuse de la data publicării rezultatelor licitației în care este reținută oferta pentru capacitatea respectivă și care sunt efectuate cel târziu în ziua precedentă primei zile a perioadei de furnizare a capacității, necesare pentru construirea și/sau furnizarea elementelor tehnice fizice esențiale ale capacității și în scopul oferirii de capacități suplimentare pieței belgiene, începând cu prima perioadă de livrare acoperită de contractul de capacitate”. Pentru capacitatea existentă, cheltuielile care au ca efect oferirea de capacități suplimentare sunt: (i) cheltuielile necesare pentru a permite capacității să respecte standardele de mediu și, astfel, pentru a o menține pe piață; (ii) cheltuielile necesare pentru creșterea capacității instalate sau a duratei de viață tehnice a instalației și (iii) pentru capacitatea externă directă, cheltuielile necesare pentru conectarea unității la o rețea din zona de control belgiană (a se vedea secțiunea 2.10.2).

(138)

Decretul regal propus prevede pragurile prezentate în tabelul 8. Aceste praguri de investiții au fost calculate astfel încât să se asigure că media estimată a costurilor de investiții anualizate este egală între categoriile de capacitate cu o durată maximă a contractului de capacitate de 15, 8 și 3 ani. CREG va propune actualizarea pragurilor de investiții atunci când este necesar și cel puțin o dată la 3 ani (73). Pragurile iau în considerare capacitatea instalată, nu capacitatea redusă. Potrivit Belgiei, în cazul în care pentru pragurile de investiții ar fi luată în considerare capacitatea redusă oferită de UPC în locul capacității instalate, capacitățile cu un factor de reducere ridicat ar atinge mai ușor pragurile de investiții pentru contractele multianuale, ceea ce ar fi în contradicție cu obiectivul CRM.

Tabelul 8

Pragurile de investiții pentru contractele de remunerare a capacității pe termen lung

Sursa: SPF Economie.

(139)

CREG va monitoriza costurile de investiții pentru a se asigura, atât în ceea ce privește evaluarea ex ante, cât și cea ex post a documentelor depuse de către unitate, că este adecvată categoria de capacitate atribuită fiecărui furnizor de capacitate. În special, furnizorul de capacitate trebuie să furnizeze un dosar de investiții ex post pe care autoritatea de reglementare să îl poată utiliza pentru evaluarea ex post a categoriei de capacitate atribuite. În cazul în care analiza ex post arată că nu au fost îndeplinite criteriile de cost (inclusiv un interval de toleranță redus pentru a ține seama de incertitudinile minore), condițiile contractuale ar putea fi revizuite (de exemplu, reclasificarea UPC în categoria de contracte corespunzătoare). În plus, în cazul în care dosarul de investiții ex post nu este furnizat (la timp), este posibilă, de asemenea, reclasificarea UPC în categoria de capacitate de 1 an de către autoritatea de reglementare.

(140)

Conform propunerii inițiale, o categorie de contracte este atribuită și ofertelor agregate. În cazul în care se face o ofertă agregată de capacități corespunzătoare unor categorii de contracte diferite, ofertei agregate i se atribuie categoria de contracte corespunzătoare capacității cu cea mai scurtă categorie de contract.

(141)

Această propunere a fost revizuită în urma procedurii oficiale de investigare. Pe baza Decretului regal de stabilire a pragurilor de investiții, a criteriilor de eligibilitate pentru costurile de investiții și a procedurii de clasificare, fiecare capacitate care face parte dintr-o ofertă agregată este clasificată într-o categorie de capacitate. Pe baza clasificării capacităților, CREG stabilește, dacă este cazul, diferitele combinații de clasificare și raportează fiecare combinație la o putere de referință nominală maximă corespunzătoare sumei capacităților de referință nominale ale capacităților ofertei agregate, care sunt clasificate într-o categorie de capacitate care este egală sau superioară categoriei de capacitate specificate. Pe această bază, administratorul ofertei agregate alege categoria de capacitate care se aplică ofertei agregate.

(142)

În urma procedurii oficiale de investigare, Belgia a modificat, de asemenea, dispozițiile Decretului regal privind costurile eligibile ale investiției. Decretul regal modificat prevede că numai costurile de adaptare la viitoarele standarde ale Uniunii vor fi eligibile în cadrul CRM.

(143)

Potrivit autorităților belgiene, posibilitatea unor contracte multianuale nu poate fi prevăzută pentru capacitatea externă, deoarece, pe termen lung, nu se poate garanta întotdeauna o capacitate de intrare suficientă. Capacitatea de intrare nu depinde doar de nivelul de interconectare și de disponibilitatea sa, ci și de riscul de suprasolicitare concomitentă a sistemului cu țările învecinate. Acest risc poate varia semnificativ în timp, în funcție de gradul de adecvare și de situația pieței din alte țări.

(144)

Cu toate acestea, autoritățile belgiene s-au angajat să analizeze posibilitatea ca capacitățile externe să aibă acces la contracte multianuale. Prima analiză va fi efectuată până la 15 ianuarie 2023 și, ulterior, o dată la doi ani. În cazul în care analiza arată că riscurile legate de nivelul și disponibilitatea liniei de interconexiune și de riscul de suprasolicitare concomitentă a sistemului sunt atenuate în mod adecvat, astfel încât contractele cu o durată mai mare de un an pentru capacitatea externă indirectă să nu creeze riscuri nerezonabile pentru adecvare, se pot acorda contracte multianuale pentru capacități externe.

(145)

În cele din urmă, capacitatea nedemonstrată poate fi eligibilă doar pentru un contract de capacitate cu o durată de un an, deoarece este dificil să se justifice cifre precise ale costurilor care le-ar permite să fie clasificate într-una dintre categoriile de contracte multianuale (a se vedea secțiunea 2.4.4).

(146)

În cadrul mecanismului belgian de asigurare a capacității, contrapartea contractuală cumpără capacitatea de la furnizorii de capacitate sub formă de opțiuni de fiabilitate. Furnizorii de capacitate selectați prin licitație vând opțiunile de fiabilitate către cumpărătorul central și primesc în schimb o remunerație fixă pentru capacitate. Ori de câte ori prețul de referință depășește un nivel predefinit, așa-numitul preț de exercitare, furnizorul de capacitate are obligația de a rambursa cumpărătorului central diferența dintre prețul de referință și prețul de exercitare, calculate pe baza volumelor de capacitate contractate.

(147)

Ca urmare, veniturile pentru furnizorul de capacitate de pe piața exclusivă a energiei sunt plafonate la prețul de exercitare, dar furnizorilor de capacitate li se asigură, în schimb, o remunerație fixă și o anumită remunerație pentru capacitate. Cu alte cuvinte, furnizorii de capacitate renunță la o parte din rentele lor de deficit incerte pentru a primi în schimb o anumită remunerație pentru capacitate, ceea ce reduce în mod semnificativ riscul de venituri volatile și, prin urmare, riscurile legate de investiția care urmează să fie realizată. Opțiunile de fiabilitate au un dublu obiectiv. În primul rând, obligația de rambursare limitează potențialul de profituri excepționale și, în al doilea rând, stimulează UPC-urile să fie disponibile în momente relevante pentru siguranța alimentării.

(148)

Belgia a ales prețul pieței pentru ziua următoare (PZU) ca preț de referință. Potrivit Belgiei, principalele avantaje sunt următoarele:

(149)

Belgia a explicat că metodologia prețului de referință poate fi revizuită în viitor pentru a se asigura că transmite cel mai adecvat semnal de preț, după ce maturitatea altor piețe la vedere va crește până la un nivel apropiat de piața pentru ziua următoare. În special, prețurile pieței intrazilnice pot fi luate din nou în considerare din momentul în care lichiditatea este suficientă și continuă.

(150)

Belgia a optat pentru un preț de exercitare unic, cu unele corecții pentru a asigura deschiderea tehnologică a sistemului și pentru a limita profiturile excepționale în cadrul calibrării. Potrivit autorităților belgiene, aceste corecții sunt necesare pentru a limita riscul unui preț de exercitare unic pentru participarea anumitor tehnologii la CRM. Fără aceste corecții, în special tehnologiile cu un cost marginal pe termen scurt mai mare decât prețul de exercitare pot întâmpina obstacole.

(151)

Astfel cum se prevede la articolul 7j alineatul (2) din Legea privind energia electrică, parametrul prețului de exercitare va fi calibrat în fiecare an printr-un decret ministerial cel târziu la data de 31 martie a anului respectiv (atât pentru licitația A-4, cât și pentru licitația A-1) și pe baza metodologiei stabilite în decretul regal pentru parametrii licitației.

(152)

Acesta se va baza pe o analiză a curbelor agregate care reunesc partea elastică a volumului de reacție din partea pieței observată în PZU, ponderată pe o perioadă de 3 ani pentru perioadele relevante din acești 3 ani (zile lucrătoare de iarnă). Metodologia indică faptul că prețul de exercitare calibrat ar trebui să fie ales din intervalul corespunzător [75 %; 85 %] din volumul de reacție din partea pieței, elastic în funcție de preț, și luând în considerare o serie de principii directoare:

(153)

Pentru evaluarea primului criteriu, acest aspect este analizat în lumina rezultatelor și a ipotezelor utilizate în studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea, în special în secțiunile 2.9.3 și 2.9.4. Calculul acestui CMTS se bazează pe mai multe ipoteze: o estimare a prețurilor combustibililor, o estimare a evoluției potențiale a prețului CO2, o estimare a performanței („eficiența”) diferitelor tehnologii avute în vedere în studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea (în acest caz CCGT, OCGT și generatorul diesel).

(154)

Belgia a propus un interval orientativ pentru prețurile de exercitare calibrate pe baza ultimelor 3 perioade de iarnă (iarna 2016-2017 – iarna 2018-2019), care urmează să fie restrâns la [320; 500] EUR/MWh.

(155)

Aceasta implică faptul că prețul de exercitare poate evolua în timp (dar rămâne fix pe durata contractului de capacitate al unei UPC), în conformitate cu evoluțiile de pe piața energiei, și că contractele de capacitate încheiate în urma unei licitații nu includ neapărat același preț de exercitare precum contractele de capacitate care fac obiectul unei alte licitații. În orice caz, furnizorii de capacitate vor fi informați cu privire la prețul de exercitare aplicabil înaintea fiecărei licitații, ceea ce le va permite să ia în considerare aceste informații în ofertele lor.

(156)

În plus, Belgia a optat să ofere UPC-urilor care nu au o obligație individuală de programare (furnizorii de servicii de răspuns al părții de consum și agregatorii se încadrează, de regulă, în această categorie) posibilitatea de a înlocui prețul de exercitare unic cu prețul lor de piață declarat (adică costul lor marginal pe termen scurt) în obligația de rambursare, ori de câte ori acest preț ar fi mai mare decât prețul de exercitare unic. Cu alte cuvinte, aceste UPC-uri fără obligație individuală de programare (și, prin urmare, furnizorii de servicii de răspuns al părții de consum) sunt supuse obligației de rambursare numai în cazul în care prețul de referință depășește prețul de piață declarat (PPD), care reprezintă prețul minim de la care acești furnizori de capacitate au declarat că vor furniza energie pe piața energiei. Cu alte cuvinte, în cazul în care calibrarea prețului de exercitare unic ar conduce la un preț mai mic decât costul lor de activare, aceste UPC-uri nu sunt obligate să ramburseze veniturile care nu au fost primite pe piața energiei (în cazul în care prețul de referință ar depăși prețul de exercitare, dar ar fi mai mic decât prețul de piață declarat). Această măsură a fost introdusă după procesul de consultare publică, pentru a atenua preocuparea furnizorilor de servicii de răspuns al părții de consum și a altor părți cu privire la faptul că, în caz contrar, aceștia s-ar confrunta cu mai multe dificultăți în a participa, deoarece ar putea face obiectul rambursării fără a fi dispecerizați și fără să fi obținut înainte veniturile. Potrivit Belgiei, acest lucru asigură și o deschidere tehnologică, limitând în același timp profiturile excepționale. În special, potrivit autorităților, acest element de proiectare ar trebui să faciliteze în mod explicit participarea furnizorilor de servicii de răspuns al părții de consum la CRM și la orice altă tehnologie cu costuri marginale pe termen scurt mai ridicate.

(157)

În plus, UPC-urile fără obligație individuală de programare pot decide să declare mai multe prețuri de închidere ale PZU ca PPD. Acest lucru este deosebit de relevant pentru agregatori, care pot avea un portofoliu compus din UPC-uri cu prețuri marginale diferite, care să reflecte curba costurilor lor reale. Scopul este să se evite aplicarea obligației de rambursare pentru energia care nu a fost vândută pe piață și pentru care nu s-au obținut venituri.

(158)

Ori de câte ori prețul energiei electrice pe piața angro pentru ziua următoare depășește prețul de exercitare, furnizorul de capacitate trebuie să plătească către Elia diferența dintre prețul de referință și prețul de exercitare, calculate pe baza volumelor de capacitate contractate. Ca urmare, veniturile pentru furnizorul de capacitate de pe piața exclusivă a energiei sunt plafonate la prețul de exercitare, dar furnizorilor de capacitate li se asigură, în schimb, o remunerație fixă și o anumită remunerație pentru capacitate.

(159)

Furnizorul de capacitate va fi supus obligației de rambursare, indiferent dacă a vândut sau nu energie electrică la prețuri ridicate în perioada de decontare relevantă.

(160)

Este important de adăugat că opțiunea de fiabilitate este concepută astfel încât întreruperile planificate și neplanificate ale activelor, comunicate în prealabil în mod corespunzător, să fie exceptate de la această obligație de rambursare dacă nu sunt disponibile. Într-adevăr, obligația de rambursare urmărește să evite profiturile excepționale prin rambursarea veniturilor neprevăzute de pe piața energiei. Totuși, în cazul întreruperilor (atât planificate, cât și neplanificate), nu se furnizează energie. În consecință, în cazul întreruperilor (comunicate în mod corespunzător), este imposibil pentru furnizorul de capacitate să capteze veniturile mai mari din energie rezultate din creșterile bruște ale prețurilor, prin urmare, în aceste circumstanțe nu ar trebui să se aplice nicio obligație de rambursare.

(161)

Unitățile de servicii de răspuns al părții de consum și alte capacități fără obligația unui program zilnic sunt supuse obligației de rambursare în cazul în care prețul de referință depășește prețul de piață declarat (a se vedea considerentul 156).

(162)

Autoritățile belgiene s-au angajat să efectueze o analiză tehnică și economică care va examina ofertele și rezultatele licitațiilor, punând un accent deosebit pe efectul obligației de rambursare. Analiza va fi efectuată o dată la doi ani, începând după prima licitație din primăvara anului 2022. Rezultatele analizei vor fi supuse unei consultări publice.

(163)

Belgia va implementa, de asemenea, un mecanism de stopare a pierderilor atât pentru obligația de rambursare (legată de opțiunile de fiabilitate), cât și pentru sancțiunile pentru indisponibilitate, care sunt aplicate cumulativ (a se vedea secțiunea 2.8.4).

(164)

Un astfel de mecanism de stopare a pierderilor implică faptul că furnizorul de capacitate din cadrul CRM nu va trebui niciodată să ramburseze o sumă care depășește valoarea remunerației sale anuale pentru capacitate. Cu alte cuvinte, în cazul în care valoarea contractului este redusă la zero, nu există nicio obligație de plată (nici pentru opțiunile de fiabilitate, nici pentru plățile de punere la dispoziție). Acest principiu implică o limitare utilă a riscurilor pentru furnizorul de capacitate, permițând oferte la nivelul zero în cazul în care „fondurile lipsă” de pe piața energiei sunt reduse la zero. În schimb, în lipsa unui astfel de mecanism de stopare a pierderilor, furnizorul de capacitate ar risca să fie supus unei obligații de rambursare și/sau unei sancțiuni, chiar și în cazul în care nu ar avea fonduri lipsă și valoarea contractului său de capacitate ar fi de 0 EUR. Pentru a acoperi acest risc, un furnizor de capacitate nu ar face niciodată o ofertă de 0 EUR/MW/an (nici chiar în cazul în care nu ar avea fonduri lipsă) fără punerea în aplicare a acestui mecanism de stopare a pierderilor.

(165)

În cursul perioadei prealabile livrării (și anume, perioada de după selectarea unei UPC în cadrul licitației, dar înainte de începerea perioadei de livrare), furnizorii de capacitate selectați trebuie să îndeplinească un set de cerințe prin care să se asigure că capacitatea lor contractată va fi disponibilă la începutul perioadei de livrare și va contribui la siguranța alimentării. Acestea sunt menite, în special, să atenueze riscul de agiotaj și să acopere incertitudinea inerentă noilor investiții (de exemplu, întârzierea lucrărilor de construcție).

(166)

Este necesară o garanție financiară condiționată pentru a asigura îndeplinirea solicitată și punctuală a tuturor obligațiilor privind controalele înainte de livrare care decurg din contractul de capacitate și/sau din normele privind funcționarea pieței CRM (a se vedea considerentul 108). În cazul nerespectării obligațiilor unui furnizor de capacitate în cursul unei perioade anterioare livrării, poate fi invocată garanția financiară.

(167)

Pentru UPC-urile existente vor fi organizate teste de disponibilitate înainte de livrare, iar în caz de neconformitate se aplică sancțiuni. În plus, pentru UPC-urile suplimentare și virtuale sunt prevăzute obligații și cerințe de monitorizare suplimentare între A-4 și perioada de livrare. Monitorizarea înainte de livrare a acestor capacități noi se va baza pe planificarea detaliată a proiectului pusă la dispoziție de furnizorul de capacitate. În cazul în care furnizorul de capacitate nu îndeplinește obiectivele intermediare stabilite în planificarea proiectului, ceea ce duce la o întârziere reziduală, se vor aplica sancțiuni, inclusiv sancțiuni financiare (acoperite de garanția financiară) sau, în unele cazuri, reducerea capacității contractate inițial (și, prin urmare, a remunerației pentru capacitate pe an) și/sau reducerea duratei contractului de capacitate (și, prin urmare, a numărului de ani în care se va primi o remunerație pentru capacitate).

(168)

Operatorul belgian de transport și de sistem asigură disponibilitatea tuturor UPC-urilor contractate (ținând seama de reducere) pentru a atinge nivelul vizat de siguranță a alimentării. Având în vedere că obiectivul principal al CRM este de a asigura un nivel adecvat de capacitate în sistem, monitorizarea disponibilității se realizează în momente care sunt relevante pentru siguranța alimentării. În acest sens, se definește un declanșator al monitorizării disponibilității (DMD) pentru a identifica momentele care sunt relevante din punctul de vedere al adecvării și în care OTS va monitoriza disponibilitatea UPC-urilor.

(169)

DMD se bazează pe prețul pieței pentru ziua următoare. Motivele pentru care s-a optat pentru prețul pieței pentru ziua următoare sunt aceleași ca și pentru obligația de rambursare, astfel cum se descrie în secțiunea 2.7.2. În momentele DMD (adică momentele în care prețul pieței pentru ziua următoare depășește DMD), OTS poate verifica dacă capacitatea achiziționată poate într-adevăr să răspundă la semnalul pieței pentru ziua următoare. În cazul în care nu se asigură capacitatea obligatorie (74) (în conformitate cu termenii și condițiile din contractul de capacitate și cu normele de funcționare), pentru partea din obligație care nu a fost respectată se pot aplica sancțiuni, cu excepția cazului în care UPC poate acoperi diferența pozitivă dintre capacitatea obligatorie și capacitatea disponibilă (75) prin intermediul pieței secundare a CRM (a se vedea secțiunea 2.9). Prin vânzarea obligațiilor pe piața secundară, furnizorul de capacitate poate reduce eficient capacitatea obligatorie pentru a evita o discrepanță între capacitatea obligatorie și cea disponibilă și, prin urmare, sancțiunile.

(170)

Pentru calcularea capacității obligatorii, se face o distincție între activele care se confruntă cu constrângeri energetice și cele care nu se confruntă cu astfel de constrângeri, deoarece activele respective contribuie la siguranța alimentării într-un mod diferit. Un activ care se confruntă cu constrângeri energetice (de exemplu, baterii, răspunsul părții de consum) poate fi disponibil numai pentru un anumit număr de ore consecutive, în schimb, aceste constrângeri nu se aplică activelor care nu se confruntă cu constrângeri energetice.

(171)

În cazul activelor care nu se confruntă cu constrângeri energetice (de exemplu, instalații termice, parcuri eoliene), durata momentului DMD (exprimat în număr de ore) nu afectează capacitatea disponibilă. În medie, aceste active ar trebui să poată furniza cel puțin capacitatea lor redusă. Prin urmare, la fiecare oră DMD din timpul contractului de capacitate, capacitatea obligatorie este egală cu capacitatea redusă a activului, astfel cum a fost determinată în etapa de precalificare.

(172)

Având în vedere că activele cu consum redus de energie (de exemplu, baterii, răspunsul părții de consum) pot fi disponibile numai pentru un anumit număr de ore consecutive, în etapa de precalificare, aceste UPC-uri pot selecta un anumit acord privind nivelul serviciilor (SLA). Prin urmare, capacitatea obligatorie este egală cu capacitatea lor neredusă în orele în care s-au confruntat cu constrângeri energetice. Capacitatea obligatorie va fi de 0 MW pentru orice altă oră DMD din aceeași zi. UPC își păstrează libertatea de a-și dispeceriza activele pentru orice moment DMD dintr-o serie de ore DMD pe care le-a ales, atât timp cât și-a livrat cel puțin SLA în toate orele DMD de pe parcursul unei zile.

(173)

Se presupune că furnizorii de capacitate cu obligație de programare zilnică pe piața energiei au capacitate disponibilă la fiecare oră DMD la puterea maximă disponibilă (Pmax) (76).

(174)

Pe de altă parte, disponibilitatea efectivă a furnizorilor de capacitate este mai puțin vizibilă fără o astfel de obligație de programare. Prin urmare, acești furnizori de capacitate sunt întotdeauna obligați să comunice înainte de închiderea pieței pentru ziua următoare un preț de închidere al PZU începând de la care ar livra energie pe piață cu UPC în conformitate cel puțin cu capacitatea obligatorie, care poate fi mai mare decât prețul DMD. În cazul în care echilibrarea pieței are loc sub acest preț, se presupune că unitatea este disponibilă (dar nu furnizează energie) în baza unei declarații. În cazul unei echilibrări a pieței care depășește prețul de închidere al PZU declarat, OTS va verifica furnizarea de energie. Astfel, monitorizarea nu impune furnizarea de energie în toate momentele DMD, numai în cazul în care condițiile de piață sunt favorabile pentru UPC (adică prețul de închidere al PZU declarat).

(175)

Opțional, furnizorul de capacitate fără obligație de programare poate să declare și alte prețuri pentru a indica livrarea pe alte piețe (piețe intrazilnice sau de echilibrare) și/sau pentru volume mai mici. Acest lucru are rolul de a reflecta funcționarea pieței, deoarece o parte din energie poate fi vândută mai aproape de timpul real. OTS va monitoriza disponibilitatea utilizând prețul care corespunde momentului în care energia a fost furnizată. În cazul în care prețul (prețurile) declarat(e) nu este (sunt) depășit(e) niciodată pe piața (piețele) lor, activul nu va fi suficient de vizibil pe piață și, în consecință, va fi mai predispus la testare. Normele privind funcționarea CRM vor include dreptul OTS de a solicita un anumit număr de teste pe parcursul unei perioade de livrare (a se vedea secțiunea 2.8.3).

(176)

Potrivit Belgiei, există doi factori principali pentru ca un furnizor de capacitate să declare prețuri corecte pentru UPC-urile sale, în ceea ce privește obligația de rambursare și monitorizarea disponibilității:

(177)

Elia poate verifica disponibilitatea unei UPC prin teste de disponibilitate neanunțate. Astfel de teste vor fi notificate de Elia furnizorului de capacitate între orele 15.00 CET și 15.30 CET cel târziu în ziua anterioară testului de disponibilitate, adică în același moment în care este comunicată identificarea orelor DMD.

(178)

Elia poate testa o UPC de până la trei ori cu succes în timpul iernii și o singură dată cu succes în afara perioadei de iarnă. În plus, Elia își rezervă dreptul de a testa cu succes maximum o dată durata completă a SLA (dacă este cazul). Elia nu va efectua teste de disponibilitate într-o perioadă despre care are cunoștință în prealabil că există o indisponibilitate planificată a respectivei UPC cu privire la capacitatea (partea de capacitate) care nu este disponibilă (adică capacitatea obligatorie este limitată la ceea ce se știe că este disponibil).

(179)

Elia va selecta UPC-urile care urmează să fie testate în conformitate cu o procedură internă, care nu va fi făcută publică. Totuși, Elia își bazează procedura pe criterii care includ, dar nu se limitează la următoarele:

(180)

Atunci când Elia notifică furnizorului de capacitate testul de disponibilitate, împreună cu durata preconizată (durata completă a SLA sau un sfert de oră), notificarea trebuie să precizeze ora de începere și de încheiere a acestuia. În această perioadă, furnizorul de capacitate are libertatea de a organiza furnizarea de energie în modul cel mai convenabil.

(181)

Orice lipsă de capacitate în această perioadă este pasibilă de o sancțiune de disponibilitate. Toate costurile testelor de disponibilitate sunt suportate de furnizorul de capacitate.

(182)

Orice lipsă de capacitate, adică o diferență pozitivă între capacitatea obligatorie și capacitatea disponibilă, din timpul unei ore DMD, este pasibilă de o sancțiune de disponibilitate.

(183)

Cuantumul total al sancțiunilor de disponibilitate pe care un furnizor de capacitate le poate primi pentru o UPC, pentru o singură perioadă de livrare și pentru capacitatea lipsă care deține o obligație pe piața primară sau o tranzacție pe piața secundară pentru care perioada tranzacției acoperă cel puțin o perioadă de livrare completă, este limitat la prețurile de ofertă selectate și atribuite în cadrul licitațiilor pentru perioada de livrare respectivă înmulțite cu capacitățile contractate în cadrul licitațiilor.

(184)

Cuantumul total al sancțiunilor de disponibilitate pe care un furnizor de capacitate le poate primi pentru o UPC, pentru o singură lună și pentru capacitatea lipsă care rezultă dintr-o obligație pe piața primară sau o tranzacție pe piața secundară pentru care perioada tranzacției acoperă cel puțin o perioadă de livrare completă, este limitat la 20 % din prețurile de ofertă selectate și atribuite în cadrul licitațiilor pentru perioada de livrare respectivă înmulțite cu capacitățile contractate în cadrul licitațiilor.

(185)

În cazul în care în cursul a trei momente DMD separate și/sau a trei teste de disponibilitate separate pentru aceeași UPC este stabilită o capacitate lipsă care depășește 20 % din capacitatea obligatorie, Elia emite o revizuire descendentă a remunerației pentru capacitate pentru respectiva UPC, proporțională cu capacitatea lipsă maximă stabilită în perioada respectivă. Totuși, furnizorul de capacitate păstrează o obligație de disponibilitate și este în continuare pasibil de eventuale sancțiuni de disponibilitate pentru respectiva UPC, astfel cum se prevede în contractul de capacitate inițial. Valoarea totală a contractului nu se modifică. Remunerația pentru capacitate inițială este restabilită după ce UPC a furnizat cu succes capacitatea obligatorie, corespunzătoare capacității contractate și SLA din contractul principal, în cursul a trei momente DMD sau a trei teste de disponibilitate consecutive.

(186)

În cazul în care UPC a făcut obiectul unei revizuiri descendente a remunerației pentru capacitate în cursul a două perioade de livrare succesive și de fiecare dată UPC nu a reușit să restabilească remunerația pentru capacitate inițială în termen de 12 săptămâni de la fiecare revizuire, respectiva UPC va pierde posibilitatea de a restabili remunerația pentru capacitate inițială și sunt reziliate toate contractele de capacitate aplicabile perioadelor de furnizare începând cu cea vizată de licitația A-1 care urmează imediat după aplicarea acestei clauze.

(187)

Belgia va institui o piață secundară pentru a oferi furnizorilor de capacitate un mecanism de îmbunătățire a gestionării riscurilor în cadrul CRM. Într-adevăr, în cazul în care un furnizor de capacitate se confruntă cu o disponibilitate mai mică decât cea anticipată (mai mică decât capacitatea sa obligatorie, calculată în conformitate cu Normele privind funcționarea pieței), acesta are posibilitatea de a acoperi diferența pozitivă dintre capacitatea sa contractuală obligatorie și capacitatea sa disponibilă pe piața secundară, fără a fi supus niciunei sancțiuni pentru indisponibilitate. În cazul tranzacțiilor de pe piața secundară, se efectuează un transfer complet al obligațiilor, inclusiv prețul de exercitare al obligației inițiale.

(188)

Piața secundară va fi implementată cel târziu cu 1 an înainte de începutul primei perioade de livrare. Modalitățile mecanismului pieței secundare sunt descrise în Normele privind funcționarea CRM.

(189)

Belgia va permite capacității externe situate într-un stat membru care are o racordare directă la rețea cu Belgia să participe de la prima livrare. Normele sunt stabilite printr-un decret regal (77). Potrivit Belgiei, întrucât metodologiile, normele comune și condițiile menționate la articolul 26 alineatul (11) din Regulamentul privind energia electrică au fost aprobate abia în decembrie 2020 (78) și întrucât operatorii de transport și de sistem nu au reușit încă să încheie acordurile necesare, nu a fost posibilă organizarea participării transfrontaliere începând cu prima licitație A-4. Potrivit autorităților belgiene, aceasta va fi pusă în aplicare cât mai curând posibil. Între timp, pentru licitația A-1 a fost rezervat un volum, asigurându-se posibilitatea capacităților transfrontaliere de a participa începând cu primul an de livrare, și anume 2025.

(190)

Participarea va fi deschisă tuturor tehnologiilor. Sunt definite două tipuri de capacitate externă – directă și indirectă.

(191)

Capacitatea externă indirectă este capacitatea situată în statele membre învecinate. Pentru fiecare dintre statele membre învecinate, se organizează o licitație prealabilă. Având în vedere capacitatea redusă în ceea ce privește liniile de interconexiune, scopul licitației prealabile este de a asigura o precalificare eficientă, deoarece aceasta este o condiție prealabilă pentru licitația principală. Fiecare licitație prealabilă va începe cel târziu la 1 iunie și va fi organizată de OTS în conformitate cu instrucțiunile ministrului menționate la articolul 7j alineatul (6) din Legea privind energia electrică și specificate de un stat membru învecinat. În instrucțiunile sale, ministrul poate decide, dacă este cazul, că nu ar trebui organizată o licitație prealabilă cu un stat membru învecinat. Parametrii licitației prealabile sunt aceiași cu parametrii licitației corespunzătoare. Cu toate acestea, prețul de referință pentru fiecare stat membru învecinat trebuie să reflecte prețul care ar fi fost obținut de furnizorul de capacitate externă indirectă pe piețele de energie electrică gestionate de OPEED (79) desemnat de capacitatea externă indirectă.

(192)

În fiecare an, OTS determină capacitatea maximă de intrare disponibilă pentru participarea capacității externe indirecte a fiecărui stat membru învecinat, pe baza recomandării centrului regional de coordonare menționat la articolul 26 alineatul (7) din Regulamentul privind energia electrică, în conformitate cu metodologia aprobată de ACER, menționată la articolul 26 alineatul (11) litera (a) din Regulamentul privind energia electrică.

(193)

Până la adoptarea strategiilor, a propunerilor sau a deciziilor relevante de punere în aplicare a articolului 26 din Regulamentul privind energia electrică, contribuția fiecărei zone de piață direct conectate cu Belgia este stabilită prin contribuția acestor zone în timpul orelor de deficit simulat pe baza ERAA și NRAA.

(194)

Alte condiții care reglementează participarea transfrontalieră sunt prevăzute în Decizia nr. 36/2020 a ACER privind specificațiile tehnice pentru participarea transfrontalieră la mecanismele de asigurare a capacității.

(195)

În cazul în care există o legătură CNT modelată între Belgia și o altă zonă de piață conectată direct din punct de vedere electric, atunci:

(196)

Dacă în simularea care integrează Belgia este definit un domeniu bazat pe flux, atunci:

(197)

Capacitatea externă indirectă care dorește să depună o ofertă în cadrul licitației prealabile furnizează OTS informații privind volumul de capacitate oferit după aplicarea factorului de reducere, prețul oferit și emisiile de CO2 ale capacității în cauză.

(198)

Capacitatea externă indirectă a cărei ofertă este selectată la sfârșitul licitației prealabile depune un dosar de precalificare. Evaluarea dosarului de precalificare va fi efectuată de OTS învecinat în cooperare cu Elia, în conformitate cu normele stabilite în metodologiile menționate la articolul 26 alineatul (11) litera (f) din Regulamentul privind energia electrică și, după caz, în conformitate cu acordul încheiat între operatorii de transport și de sistem.

(199)

Potrivit autorităților belgiene, capacitatea externă directă este capacitatea situată într-un stat membru învecinat, dar care are o racordare directă și exclusivă la rețeaua belgiană și este deconectată de la rețeaua respectivului stat membru învecinat.

(200)

Capacitatea trebuie, de asemenea, să fie situată într-un stat membru învecinat cu care Belgia a încheiat un acord privind participarea capacităților externe directe la CRM, prin care se asigură următoarele:

(201)

În conformitate cu articolul 21 alineatul (2) din Regulamentul privind energia electrică, în perioada octombrie-decembrie 2019, Belgia a efectuat o consultare cu statele membre învecinate.

(202)

Alocarea veniturilor rezultate din alocarea biletelor transfrontaliere, și anume drepturile de acces ale furnizorilor străini de capacitate de a participa la CRM din Belgia, este reglementată pe deplin de articolul 26 alineatul (9) din Regulamentul privind energia electrică.

(203)

Belgia a indicat că veniturile din congestii vor fi utilizate în scopurile prevăzute la articolul 19 alineatul (2) din Regulamentul privind energia electrică, astfel cum se prevede la articolul 26 alineatul (9) din același regulament.

(204)

Belgia a confirmat că va respecta Decizia ACER nr. 36/2020 care stabilește, printre altele, metodologia de partajare a veniturilor rezultate din alocarea capacității de intrare.

(205)

În conformitate cu articolul 3 din Decretul regal privind criteriile de eligibilitate referitoare la sprijinul cumulat și pragul minim de participare, capacitatea care beneficiază deja de ajutoare de exploatare este exclusă din etapa de precalificare. Capacitățile care beneficiază de un astfel de ajutor pot participa la etapa de precalificare cu condiția să renunțe la ajutor în cazul în care li se atribuie un contract privind mecanismul de asigurare a capacității. Ministerul Energiei publică un formular care confirmă acest angajament de renunțare. În plus, atunci când depun o cerere pentru etapa de precalificare, capacitățile se angajează să nu solicite alte ajutoare de exploatare în perioada în care au un contract de capacitate.

(206)

Costul exact al măsurii va fi determinat prin licitații. Potrivit celei mai recente estimări a costurilor prezentată de autoritățile belgiene, care a fost realizată în ianuarie 2021 de societatea de consultanță Haulogy, mandatată de autoritățile belgiene, costul total al măsurii poate fi estimat la o valoare cuprinsă între 238 și 253 de milioane EUR pe an.

(207)

La 16 iulie 2020 (80), Parlamentul belgian a adoptat o rezoluție în care precizează că costurile CRM vor fi finanțate prin intermediul unei „obligații de serviciu public” de către Elia în tarifele de rețea.

(208)

Autoritățile belgiene indică faptul că CRM este finanțat prin taxe parafiscale sau taxe alocate unui beneficiar. În conformitate cu articolul 12 alineatul (1) din Legea privind energia electrică, racordarea, utilizarea infrastructurii și a sistemelor electrice și, după caz, serviciile auxiliare ale operatorului de sistem fac obiectul tarifelor pentru gestionarea sistemului de transport și a rețelelor care îndeplinesc o funcție de transport. În plus, în conformitate cu articolul 12 alineatul (13) din Legea privind energia electrică, operatorul de sistem comunică, cât mai curând posibil, utilizatorilor rețelei sale, tarifele pe care trebuie să le aplice și le pune la dispoziția tuturor persoanelor care solicită acest lucru.

(209)

În conformitate cu articolul 12 alineatul (5) punctul 11 din Legea privind energia electrică, costurile nete ale sarcinilor de serviciu public impuse de această lege sunt luate în considerare în cadrul tarifelor, în mod transparent și nediscriminatoriu, în conformitate cu actele cu putere de lege și normele administrative aplicabile.

(210)

În conformitate cu articolul 4 alineatul (2) din decretul adoptat de CREG la 28 iunie 2018 în temeiul articolului 12 din Legea privind energia electrică (81), care stabilește tarifele de rețea pentru perioada 2020-2023, tarifele de rețea sunt prețurile datorate operatorului de rețea de utilizatorii rețelei. În conformitate cu articolul 4 alineatul (7) din decretul menționat, structura generală a tarifelor face distincția între tarifele de transport, care acoperă veniturile totale ale operatorului de sistem, și tarifele pentru obligațiile de serviciu public. Articolul 6 din decret prevede că tarifele pentru obligațiile de serviciu public compensează costurile nete ale obligațiilor de serviciu public, inclusiv costurile de administrare și cheltuielile financiare, impuse operatorului de sistem și pentru care legea, decretul sau ordinul sau decretele de punere în aplicare a acestora nu au prevăzut un mecanism specific de compensare, prin intermediul unei suprasarcini sau al unei alte taxe, în schimbul performanței sistemului.

(211)

Pe această bază, în fiecare an, OTS va prezenta CREG spre aprobare o propunere de tarife pentru obligația de serviciu public, însoțită de un buget care include o previzionare a tuturor costurilor (remunerația pentru capacitate, costurile de gestionare și dezvoltare ale OTS) și a veniturilor CRM pentru anul următor. Tariful propus pentru obligația de serviciu public va ține seama, de asemenea, de soldul reportat din exercițiul financiar precedent.

(212)

La sfârșitul anului, OTS va prezenta CREG spre aprobare un raport privind tarifele, care va preciza costurile și veniturile reale pentru anul precedent, precum și veniturile rezultate din aplicarea tarifului. După verificarea exactității datelor și a caracterului rezonabil al costurilor de gestionare și dezvoltare a CRM suportate de OTS, CREG va determina soldul care trebuie reportat.

(213)

Orice venit legat de mecanismul CRM va fi utilizat pentru a acoperi costurile incluse în tariful pentru obligația de serviciu public, fără a aduce atingere articolului 26 alineatul (9) din Regulamentul privind energia electrică.

(214)

Tariful se aplică în mod uniform tuturor consumatorilor pe o bază EUR/MWh (în mod direct consumatorului racordat la rețeaua de transport sau indirect, prin intermediul operatorului de sistem de distribuție și al furnizorilor, consumatorilor racordați la rețeaua de distribuție).

(215)

Modalitățile specifice de finanțare a CRM vor fi aplicate cel mai devreme în 2022, ianuarie 2025, astfel cum se prevede la articolul 7j alineatul (15) din Legea privind energia electrică.

(216)

În conformitate cu rezoluția Parlamentului, începând cel târziu din 2029, tariful va fi perceput pe baza puterii maxime, în funcție de introducerea contoarelor inteligente în regiuni. Prin urmare, până cel târziu la sfârșitul anului 2023, guvernul va efectua o analiză a introducerii preconizate a contoarelor inteligente.

(217)

Belgia a solicitat o aprobare pentru CRM pentru perioada maximă permisă de 10 ani (82) începând de la data primei licitații.

(218)

Belgia s-a angajat să introducă în Legea privind energia electrică prevederea că, în cazul în care nu se încheie un nou acord de capacitate timp de trei ani consecutivi, în conformitate cu articolul 7j alineatul (11) din Legea privind energia electrică, nu se vor organiza noi licitații din anul următor în cadrul CRM.

(219)

Belgia a susținut că va respecta cerințele din Comunicarea privind transparența (83).

(220)

Belgia s-a angajat să suspende acordarea și/sau plata oricărui ajutor acordat în temeiul schemei de ajutor, notificate oricărei întreprinderi care a beneficiat de un ajutor ilegal anterior declarat incompatibil printr-o decizie a Comisiei.

(221)

Belgia a susținut că nu se vor acorda ajutoare beneficiarilor aflați în dificultate (84).

(222)

Comisia a avut îndoieli cu privire la compatibilitatea anumitor aspecte ale măsurii cu piața internă.

(223)

Pe baza informațiilor disponibile și a elementelor descrise în decizia de inițiere a procedurii, Comisia a solicitat clarificări și observații privind următoarele aspecte:

(224)

De asemenea, Comisia a avut îndoieli cu privire la conformitatea măsurii cu dispozițiile corelate intrinsec, prevăzute în dreptul Uniunii, și anume cu articolele 22 și 24 din Regulamentul privind energia electrică.

(225)

Prezenta secțiune sintetizează observațiile primite de Comisie în cursul perioadei de consultare de la 15 părți interesate, în special de la părți interesate active în sectorul energetic, precum și de la asociații profesionale și organizații neguvernamentale. De asemenea, s-au primit observații de la o țară învecinată și de la operatorul de transport și de sistem al acesteia.

(226)

Diferite părți interesate au formulat observații cu privire la demonstrarea necesității unui CRM și la calcularea volumului pentru licitații, cele două teme fiind uneori combinate.

(227)

Patru părți interesate au contestat faptul că această necesitate a fost demonstrată suficient. Pe de altă parte, alte trei au confirmat necesitatea și au subliniat caracterul urgent al acesteia.

(228)

Trei părți interesate au afirmat că utilizarea scenariului EU-HiLo nu pare adecvată pentru a determina nivelul problemei de adecvare a resurselor, deoarece riscă să supraestimeze problema și să denatureze piața energiei electrice.

(229)

Patru părți interesate au subliniat că metodologia recentă ERAA și metodologia VoLL/CONE/RS sunt pe deplin aplicabile pentru CRM belgian propus.

(230)

Cinci părți interesate au susținut că studiile anterioare privind adecvarea utilizate pentru a demonstra necesitatea CRM nu sunt compatibile cu metodologia ERAA, în special:

(231)

O parte interesată a susținut că Belgia nu poate organiza prima licitație în 2021 pe baza unei NRAA învechite și neconforme. În opinia sa, CRM nu ar trebui nici măcar să fie pus în aplicare până la lansarea ERAA.

(232)

Patru părți interesate au subliniat că standardul de fiabilitate utilizat de Belgia pentru a demonstra necesitatea unui CRM și/sau pentru a calcula volumul pentru prima licitație nu este în conformitate cu metodologia impusă de Regulamentul privind energia electrică.

(233)

O parte interesată a susținut că ar trebui garantată coerența procedurilor, a metodologiilor, datelor și a scenariilor care, pe de o parte, sunt utilizate pentru a demonstra necesitatea unui CRM și, pe de altă parte, sunt utilizate pentru a determina volumul necesar care urmează să fie scos la licitație în cadrul acestui CRM.

(234)

O altă parte interesată a subliniat că standardul de fiabilitate și metodologia de definire a valorilor VoLL și CONE s-ar putea schimba între licitația T-4 inițială și licitațiile ulterioare, ceea ce ar duce la o definiție diferită a volumului.

(235)

Trei părți interesate consideră că o rezervă strategică ar putea aborda mai bine problema de adecvare identificată decât un CRM la nivelul întregii piețe. Unele părți au afirmat că opțiunea unei rezerve strategice nu a fost evaluată.

(236)

O parte interesată a propus crearea unei licitații T-2 pentru a evita achizițiile excesive în T-4 pe baza unor ipoteze excesiv de sigure, precum și pentru a lua în considerare un standard de fiabilitate modificat pe baza metodologiei ACER.

(237)

O parte interesată a susținut, de asemenea, că deținătorii de capacitate eligibili pentru participare (cum sunt centralele de cogenerare cu o capacitate mai mare de 1 MW) sunt excluși de la participare dacă, într-o anumită perioadă, beneficiază de ajutor de exploatare prin certificate verzi (GSC) și/sau certificate de cogenerare (CHP).

(238)

O parte interesată a subliniat că cheltuielile care permit capacității să respecte standardele de mediu prevăzute la articolul 3 alineatul (2) punctul (1) din proiectul de decret regal privind pragurile de investiții nu ar trebui să fie eligibile pentru contracte pe durată mai lungă.

(239)

Potrivit uneia dintre părțile interesate, parametrii care determină volumul de capacitate care urmează să fie achiziționat în cadrul licitației ar trebui aprobați pe baza unei propuneri din partea autorității de reglementare. Aceeași parte interesată a susținut că o propunere din partea autorității de reglementare nu poate fi modificată și că statul membru poate doar să o respingă și să solicite o nouă propunere.

(240)

O parte interesată a susținut că activele de stocare ar trebui să fie scutite de obligația de serviciu public de a finanța CRM. Scutirea ar trebui să includă deopotrivă stocarea în amonte și în aval de contor.

(241)

O altă parte a susținut că mecanismul de finanțare poate influența volumul capacității CRM. De exemplu, corelarea costurilor de finanțare a CRM cu consumul de energie electrică în perioadele de vârf ale cererii ar putea fi considerată un stimulent pentru ca părțile în cauză să își reducă consumul în perioada de vârf a cererii, ceea ce ar conduce la o nevoie redusă de capacitate care să fie scoasă la licitație.

(242)

Două părți interesate au susținut că normele actuale de eligibilitate pentru contractele multianuale împiedică agregarea și, mai precis, regula conform căreia activul cu cea mai mică durată a contractului dintr-un portofoliu agregat determină durata contractului pentru întregul portofoliu.

(243)

Alte două părți interesate au susținut că pragul de agregare individuală ar trebui adaptat. În prezent, proiectul de norme privind funcționarea CRM prevede că capacitățile care fac obiectul unei obligații de programare zilnică nu pot face parte dintr-o UPC agregată.

(244)

O parte interesată a afirmat că participarea prin agregare este imposibilă pentru instalațiile cu o putere mai mare de 25 MW. Prin urmare, partea interesată respectivă ar dori ca acest prag să fie stabilit la 75 MW.

(245)

Trei părți interesate au susținut că nivelul pragurilor de investiții pentru contractele multianuale nu este în concordanță cu evoluțiile recente ale pieței și, prin urmare, nu respectă neutralitatea tehnologică, ceea ce va conduce la discriminare între anumite clase de tehnologie (clasa H/HL față de clasa F pentru CCGT și OCGT) și între capacitățile existente și cele noi.

(246)

Una dintre părți a susținut că investițiile care creează flexibilitate sau măresc capacitatea redusă fără a crește capacitatea instalată ar trebui, de asemenea, să fie considerate costuri eligibile. Potrivit acestei părți interesate, investițiile în transmițători, în extinderea rezervorului de energie al unei baterii existente sau în capacități de stocare pentru procese industriale ar fi, prin urmare, excluse din contractele multianuale.

(247)

Două părți interesate au susținut că, în comparație cu mecanismele de asigurare a capacității din țările învecinate, precum Franța sau Regatul Unit, factorii de reducere ai Belgiei riscă să sancționeze puternic tehnologiile precum stocarea, răspunsul părții de consum sau sursele regenerabile de energie.

(248)

O parte interesată a susținut că factorii de reducere avuți în vedere de CRM belgian, publicați în decizia de inițiere a procedurii, creează bariere grave la intrarea pe piață în special pentru furnizorii de capacitate de stocare și în general pentru furnizorii de capacitate cu consum energetic redus.

(249)

Două părți interesate au susținut că obligațiile de rambursare din contractele de capacitate fac discriminări între „programul complet” și „programul incomplet” al unităților pieței de capacități și încalcă principiul „prețului de exercitare unic”.

(250)

Potrivit uneia dintre părțile interesate, mecanismul „obligației de rambursare” discriminează operatorii de capacitate cu program complet, deoarece nu ia în considerare activitățile de acoperire a riscurilor ale acestor operatori, prin care aceștia vând o mare parte din volumul lor preconizat în avans pe piețele la termen, și îi expun riscului de a rambursa venituri pe care nu le-au obținut. În schimb, operatorii cu program incomplet au o flexibilitate considerabilă în ceea ce privește declararea prețurilor individuale de piață care acționează ca preț de exercitare, ceea ce limitează riscul acestora de a trebui să ramburseze venituri neîncasate și oferă, de asemenea, posibilități de evitare a obligației de rambursare.

(251)

O altă parte a susținut că obligația de rambursare discriminează între UPC-urile cu program complet și cele cu program incomplet, în primul rând din cauza absenței scutirii de obligația de rambursare pentru capacitatea care a fost deja vândută pe piețele la termen (și care nu reflectă prețurile de deficit) și, în al doilea rând, din cauza introducerii „prețului de piață declarat” pentru UPC-urile care nu se supun programelor complete, introducând, în practică, prețuri de exercitare multiple.

(252)

O parte interesată și-a exprimat îngrijorarea cu privire la faptul că introducerea unui plafon al prețului intermediar va denatura concurența în cadrul licitației, deoarece unele capacități existente care necesită investiții pentru a rămâne profitabile din punct de vedere economic ar putea să nu beneficieze de garanția pentru recuperarea „fondurilor lipsă” și ar putea fi obligate să iasă de pe piață.

(253)

Potrivit uneia dintre părțile interesate, există un „deficit de investiții” semnificativ între pragul de investiții pentru contractele de 3 ani, în prezent de 177 EUR/kW, și plafonul prețului intermediar, estimat în prezent ca fiind cuprins între 21 și 31 EUR/kW, ceea ce duce la discriminarea capacităților existente care necesită investiții și care ar putea avea, de asemenea, „fonduri lipsă”.

(254)

Două părți interesate au afirmat că acordarea posibilității unei participări transfrontaliere directe poate avea efecte negative nejustificate asupra concurenței și a schimburilor comerciale dintre statele membre.

(255)

Potrivit acestor părți interesate, participarea transfrontalieră directă poate reduce stimulentele pentru investiții în capacitatea de interconectare. În plus, măsura poate submina cuplarea piețelor, întrucât CRM ar putea duce la o situație în care furnizorii de capacitate încearcă să aibă acces la piața cea mai atractivă, cu o racordare directă și exclusivă. De asemenea, aceasta ar trebui să ia în considerare măsura în care interconectarea ar putea remedia orice posibilă problemă de adecvare a sistemului de producție.

(256)

În conformitate cu articolul 24 alineatul (1) din Regulamentul privind energia electrică, statele membre pot include în evaluarea adecvării sensibilități legate de „particularitățile cererii și ofertei naționale de energie electrică”. În decizia de inițiere a procedurii, Comisia și-a exprimat îndoiala cu privire la conformitatea CRM cu articolul 24 alineatul (1), întrucât studiul belgian din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea a utilizat scenariul EU-HiLo, pe baza ipotezelor privind aprovizionarea cu energie electrică din Franța. Cinci părți interesate au criticat interpretarea dată de Comisie articolului 24 alineatul (1) din Regulamentul privind energia electrică, afirmând că este prea restrictivă.

(257)

Aceste părți interesate au susținut că metodologia ERAA confirmă faptul că NRAA trebuie să aibă un domeniu de aplicare regional și pot include sensibilități suplimentare. Natura acestor sensibilități suplimentare nu este specificată sau restricționată. Astfel cum se menționează la articolul 3 alineatul (6) din metodologia menționată, aceste sensibilități pot acoperi o gamă largă de modificări ale ipotezelor pe întreaga zonă geografică acoperită avută în vedere, inclusiv diferite ipoteze referitoare la datele de intrare, cum ar fi capacitățile instalate.

(258)

O parte interesată a observat, de asemenea, că Orientările privind ajutoarele de stat pentru protecția mediului și energie pentru perioada 2014-2020 (85) („OASPME”) confirmă în mod specific faptul că evaluarea adecvării resurselor ar trebui să ia în considerare „evaluarea impactului producției variabile, inclusiv al celei provenite de la sisteme învecinate”.

(259)

Două părți interesate au subliniat că nu există nicio dispoziție privind eliminarea treptată a CRM în actele legislative/de reglementare.

(260)

Două părți interesate au susținut că ponderea mare a capacității rezervate pentru gaze în cadrul CRM nu este compatibilă cu obiectivele de decarbonizare a Uniunii și de eliminare treptată a subvențiilor pentru combustibilii fosili în conformitate cu Pactul verde european, cu OASPME și cu sprijinul guvernului federal belgian pentru neutralitatea climatică până în 2050.

(261)

O parte interesată a subliniat că Belgia are în vedere menținerea a 2 GW de energie nucleară în cazul în care raportul de evaluare privind primele licitații pentru capacitate indică o problemă neașteptată în ceea ce privește siguranța alimentării. Potrivit părții respective, acest lucru ridică mai multe probleme cu privire la necesitatea și proiectarea CRM.

(262)

O parte interesată a subliniat că modul în care sunt atribuite contractele pe termen lung ar trebui să țină seama de problema scăderii gradului de adecvare pe parcursul anului și să evite orice efect de dependență față de un furnizor.

(263)

O parte interesată a menționat că durata contractelor (15 ani) ar putea depăși durata măsurii (10 ani), ceea ce, în opinia sa, ar fi contrar caracterului temporar al măsurii.

(264)

Această secțiune sintetizează observațiile primite din partea Belgiei la 22 octombrie 2020 cu privire la decizia de inițiere a procedurii și pe cele primite la 24 decembrie 2020 cu privire la observațiile părților terțe. Aceasta include, de asemenea, informațiile actualizate transmise de Belgia la 28 ianuarie 2021, 1 martie 2021, 13 și 27 aprilie 2021, 4, 5, 19 și 26 mai 2021 și 17 august 2021.

(265)

Potrivit Belgiei, analiza sa, susținută de punctul de vedere al OTS, demonstrează că, din cauza eliminării treptate în perioada 2022-2025 a capacităților nucleare, care reprezintă în prezent mai mult de jumătate din capacitatea de producție de energie termică din Belgia, absența CRM ar afecta negativ siguranța alimentării cu energie electrică a Belgiei. Multe alte studii realizate în perioada 2017-2020 de către universități, institute tehnologice și Biroul Federal de Planificare confirmă, de asemenea, această necesitate, independent de analiza OTS.

(266)

Belgia a indicat că nu numai scenariul HiLo, ci și scenariul EU-BASE au arătat existența unei probleme semnificative în ceea ce privește siguranța alimentării, și anume o valoare LOLE de peste trei ori mai mare decât criteriul său legal LOLE, și justifică necesitatea unei intervenții prin intermediul unui CRM.

(267)

Belgia a subliniat că metodologia pe care ar trebui să se bazeze o ERAA/NRAA a fost aprobată de ACER abia la 2 octombrie 2020. Metodologia ACER include modificări semnificative și, prin urmare, prevede o punere în aplicare treptată, de aceea prima ERAA, care va fi publicată la sfârșitul anului 2021, va include doar anumite aspecte ale metodologiei ACER. ENTSO-E prevede că metodologia ERAA va fi pusă în aplicare pe deplin până în 2023.

(268)

Belgia a susținut că nu i s-ar fi putut pretinde să aplice pe deplin metodologia ACER pentru ERAA și NRAA în studiile anterioare, deoarece metodologia nu era cunoscută încă la momentul respectiv. Cu toate acestea, Belgia a subliniat că multe elemente importante care decurg din metodologie au fost deja puse în aplicare înainte de aprobarea acesteia, de exemplu evaluarea viabilității economice, modelarea bazată pe flux, modelarea probabilistică și evoluțiile din alte țări.

(269)

Belgia a contestat afirmația potrivit căreia CRM nu ar trebui să fie pus în aplicare până la lansarea ERAA. Potrivit Belgiei, statele membre pot, de asemenea, să efectueze evaluări naționale complementare și să evalueze necesitatea unui CRM pe baza acestor NRAA și nu pot aștepta punerea în aplicare deplină a unei ERAA (prevăzută pentru 2023).

(270)

În ceea ce privește standardul de fiabilitate, Belgia a subliniat că metodologia de calcul pentru VoLL și CONE și metodologia pentru determinarea standardului de fiabilitate au fost publicate de ACER abia la 2 octombrie 2020. Prin urmare, nu este posibil, din punct de vedere temporal, să se întrerupă CRM cât timp se definește un nou standard de fiabilitate. În plus, responsabilitatea finală de a stabili nivelul dorit de siguranță a alimentării îi revine statului membru.

(271)

În ceea ce privește anii climatici utilizați în studiile naționale de adecvare, Belgia a explicat că, în absența unei metodologii publicate, aceste studii utilizează aceeași bază de date privind clima precum cea utilizată în cadrul MAP din motive de coerență.

(272)

În ceea ce privește veniturile de pe piață, Belgia a susținut că, în studiile naționale existente privind adecvarea, elaborate până în 2019, veniturile preconizate sunt modelate utilizând mediana veniturilor din toți anii simulați. Această abordare, deși simplificată, poate fi privită ca o reflectare a veniturilor preconizate, ținând cont de riscurile de preț, element pe care metodologia ACER îl recunoaște ca fiind relevant.

(273)

În ceea ce privește plafoanele prețurilor și întreaga modelare a pieței în general, Belgia a explicat că structura utilizată în studiile naționale privind adecvarea este identică cu cea utilizată la nivel european (ENTSO-E, PLEF). Se consideră că aceasta este cea mai bună abordare disponibilă, reflectând proiectarea pieței europene, inclusiv plafoanele tehnice de ofertă predominante, prevăzute de OPEED.

(274)

În ceea ce privește funcția de tarifare de deficit, astfel cum se subliniază în planul de punere în aplicare actualizat al Belgiei, Belgia analizează în ce măsură o astfel de inițiativă ar putea fi prevăzută. Belgia a explicat că autoritatea națională de reglementare și OTS efectuează un studiu în acest sens.

(275)

Belgia a remarcat că studiul din 2019 privind adecvarea și flexibilitatea a utilizat deja cele mai bune previziuni disponibile privind introducerea flexibilității și a energiei eoliene offshore, în conformitate cu Planul național privind energia și clima, și a aplicat regula de 70 % minRAM. În scenariul de bază, se consideră că această regulă a fost îndeplinită în timp util de către toate țările europene.

(276)

În ceea ce privește problema adecvării, Belgia a susținut că, deși este adevărat că studiile indică o fluctuație a necesarului de capacitate calculat în mod specific, acest lucru nu diminuează faptul că nevoia de capacitate în 2025 necesită și o intervenție orientată către noi capacități.

(277)

Cel mai recent studiu privind adecvarea și flexibilitatea arată o nevoie din ce în ce mai mare de capacitate în perioada 2025-2032.