28 APRIL 2021. - Koninklijk besluit tot vaststelling van de paramaters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, en van de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, alsook de methode en voorwaarden tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en) in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme

VERSLAG AAN DE KONING Sire, Dit koninklijk besluit heeft betrekking op het capaciteitsvergoedingsmechanisme (hierna "CRM").

Wettelijk kader Op 15 maart 2021 werd de wet tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en tot wijziging van de wet van 22 april 2019 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt teneinde een capaciteitsvergoedingsmechanisme in te stellen afgekondigd.

Deze wet werd aangenomen onder meer om de CRM-wet van 22 april 2019 aan te passen aan de Europese Verordening 2019/943 van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (hierna "Verordening 2019/943").

De Verordening 2019/943 bevat verschillende relevante bepalingen met betrekking tot het design van een CRM, waaronder artikel 22, lid 1: "Capaciteitsmechanismen: a) zijn tijdelijk;b) leiden niet tot onnodige marktverstoringen en beperken de zone-overschrijdende handel niet;c) gaan niet verder dan wat nodig is om de in artikel 20 bedoelde zorgpunten met betrekking tot de toereikendheid aan te pakken;d) selecteren capaciteitsaanbieders via een transparante, niet-discriminerende en concurrerende procedure;e) bieden stimulansen voor capaciteitsaanbieders om op momenten waarop systeemstress verwacht wordt beschikbaar te blijven;f) waarborgen dat de vergoeding wordt bepaald via de concurrerende procedure;g) bepalen de technische voorwaarden voor de deelname van capaciteitsaanbieders voordat de selectieprocedure van start gaat;h) staan open voor deelname van alle hulpbronnen die de vereiste technische prestaties kunnen verstrekken, met inbegrip van energieopslag en vraagzijdebeheer; i) leggen passende sancties op aan capaciteitsaanbieders die niet beschikbaar zijn in tijden van systeemstress." Alsook artikel 25, lid 4: "Wanneer toepassing wordt gemaakt van capaciteitsmechanismen, worden de parameters waarmee de hoeveelheid in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte capaciteit wordt bepaald, goedgekeurd door de lidstaat of een andere door de lidstaat aangewezen bevoegde instantie op basis van een voorstel van de regulerende instantie." De ontwikkeling van een dergelijk mechanisme wordt verder uitgevoerd door middel van verschillende koninklijke besluiten en werkingsregels.

Dit koninklijk besluit geeft uitvoering aan artikel 7undecies, § 2 van de Elektriciteitswet, waarin staat: "De Koning bepaalt bij besluit, vastgesteld na overleg in de Ministerraad, met welke parameters het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, op voorstel van de commissie, na raadpleging van de marktspelers en na advies van de Algemene Directie Energie.

De Koning bepaalt bij besluit, vastgesteld na overleg in de Ministerraad, de andere dan de in het eerste lid bedoelde parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, d.w.z. de reductiefactoren, de referentieprijs, de intermediaire prijslimiet(en) die van toepassing is / zijn op bepaalde capaciteiten die beantwoorden aan specifieke criteria, en de uitoefenprijs, inclusief hun berekeningsmethode, op voorstel van de netbeheerder, dat wordt opgesteld na raadpleging van de marktdeelnemers, en na advies van de commissie.

De Koning bepaalt bij besluit, vastgesteld na overleg in de Ministerraad, de methode en voorwaarden tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en), na raadpleging van de marktdeelnemers. Een individuele uitzondering wordt toegekend door de commissie." Dit koninklijk besluit bepaalt dus de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode.

Vervolgens legt dit koninklijk besluit de andere parameters vast die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, d.w.z. de reductiefactoren, de referentieprijs, de intermediaire prijslimiet(en) die van toepassing is / zijn op bepaalde capaciteiten die beantwoorden aan specifieke criteria, en de uitoefenprijs, inclusief hun berekeningsmethode.

Tot slot bepaalt dit Koninklijk besluit de methode en voorwaarden tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en).

De waarden die voor een specifieke veiling gelden worden, rekening houdend met de methodologie uit dit Koninklijk besluit, vastgelegd bij ministerieel besluit na overleg in de ministerraad, zoals bepaald in artikel 7undecies, § 6, eerste lid van de Elektriciteitswet: "Uiterlijk op 31 maart van elk jaar, op basis van de voorstellen en adviezen bedoeld in de paragrafen 3, 4 en 5, met het oog op het verzekeren van het vereiste niveau aan bevoorradingszekerheid zoals bepaald in paragraaf 7, na overleg in de Ministerraad, geeft de minister instructie aan de netbeheerder om de veilingen te organiseren voor de onderzochte perioden van capaciteitslevering, stelt de parameters vast die nodig zijn voor hun organisatie, bepaalt het maximale volume aan capaciteit dat in het kader van de betreffende veiling kan gecontracteerd worden met alle houders van niet bewezen capaciteit en bepaalt het minimaal te reserveren volume voor de veiling die één jaar voor de periode van capaciteitslevering georganiseerd wordt. Dit minimaal te reserveren volume is minstens gelijk aan de capaciteit die gemiddeld minder dan 200 draaiuren heeft per jaar teneinde de totale piekcapaciteit af te dekken." Net zoals de Elektriciteitswet zelf, moet dit koninklijk besluit te allen tijde in overeenstemming zijn met de relevante bepalingen en regels van de Europese regelgeving. In het bijzonder zal de in dit koninklijk besluit beschreven methodologie dus enkel dienen ter aanvulling van de Verordening 2019/943 en de methodologieën ontwikkeld op basis van deze Verordening, en kan ze niet in tegenspraak daarmee worden geïnterpreteerd.

Na een korte algemene inleiding over het CRM worden al deze aspecten beschreven in dit verslag aan de Koning.

Algemene beschrijving van het CRM Een capaciteitsvergoedingsmechanisme is een marktmechanisme dat is opgezet om de toereikendheid van de middelen in de Belgische regelzone en dus de bevoorradingszekerheid van het land te garanderen door een bepaalde capaciteitsvergoeding toe te kennen in ruil voor het ter beschikking stellen van capaciteit gedurende een vooraf bepaalde periode van capaciteitslevering. De toekenning van een vergoeding vloeit voort uit een concurrerende veiling, op jaarbasis, voor een gegeven toekomstige periode van capaciteitslevering.

De veilingen vinden lang genoeg vóór het begin van de desbetreffende periode van capaciteitslevering plaats, dat wil zeggen vier jaar en een jaar voor het begin van de desbetreffende periode van capaciteitslevering, om alle technologieën alsook bestaande en bijkomende capaciteit in staat te stellen deel te nemen aan het CRM. Technologieën kunnen deelnemen op basis van hun verwachte bijdrage aan de toereikendheid van de middelen, die wordt bepaald door de toepassing van reductiefactoren. Het mechanisme is van toepassing op de gehele markt, wat betekent dat het alle capaciteit vergoedt die nodig is om aan de verwachte vraag te voldoen, waardoor de betrouwbaarheidsnorm, d.w.z. het vooraf bepaalde niveau van bevoorradingszekerheid van het land, wordt gewaarborgd.

Na de veiling worden de capaciteitscontracten gegund aan de geselecteerde capaciteitsleveranciers. Dit contract, dat door de commissie is goedgekeurd overeenkomstig artikel 7undecies, § 7 van de Elektriciteitswet, beschrijft alle rechten en plichten van de contractuele partijen. Hoewel de looptijd van het standaardcontract 1 jaar bedraagt, is het ook mogelijk om op grond van artikel 7undecies, § 5, een contract te gunnen voor verschillende periodes van capaciteitslevering, afhankelijk van de vooraf bepaalde investeringsdrempels die in koninklijk besluit zijn vastgesteld.

Voorstellen Het artikel 7undecies, § 2 van de Elektriciteitswet vereist twee voorstellen: - Een voorstel van de commissie met betrekking tot de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald (lid 1); - Een voorstel van de netbeheerder met betrekking tot de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen (lid 2).

Het voorstel van de commissie met betrekking tot de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald werd eerst opgemaakt op 24 maart 2020. Per brief van 25 februari 2021 bevestigde de commissie dat dit voorstel dient beschouwd te worden als haar voorstel overeenkomstig artikel 7undecies, § 2 van de Elektriciteitswet.

Overeenkomstig de wettelijke procedure, bepaalt de Koning de parameters en hun berekeningsmethode, vastgesteld na overleg in de Ministerraad, op voorstel van de commissie, na raadpleging van de marktspelers en na advies van de Algemene Directie Energie.

Na het voorstel van de commissie dd. 24 maart 2020 werd, rekening houdend met de resultaten van de publieke bevraging van de CREG op haar nota 2024 en op haar ontwerpvoorstel 2064 en met de reacties van de marktpartijen zoals gecommuniceerd tijdens verschillende vergaderingen van de Task Force CRM, en na analyse door de FOD Economie, geconcludeerd dat het voorstel van de CREG onvoldoende garanties bood dat de doelstelling van het CRM, d.i. "het verzekeren van het vereiste niveau aan bevoorradingszekerheid", zou gerespecteerd worden.

Het advies van de Algemene Directie Energie van 17 april 2020 bevatte daarom een aangepaste methode voor de parameters waarmee de hoeveelheid in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte capaciteit wordt bepaald. Hierover is een publieke bevraging gehouden van 23 maart 2020 tot en met 27 maart 2020.

Er wordt opgemerkt dat het voorstel van de commissie geen voorstel van koninklijk besluit bevat.

Het voorstel bevat vijf principes, die vervolgens worden toegepast in een voorstel van methodologie ter bepaling van de parameters voor het aan te kopen volume. Dit voorstel, alsook het al dan niet afwijken ervan, wordt hierna toegelicht. Er wordt rekening gehouden met het advies van de Algemene Directie Energie en de reacties van de marktpartijen.

Scenariokeuze De commissie stelt dat de eerste stap in de bepaling van het volume voor een bepaald leveringsjaar de bepaling is van welk scenario weerhouden dient te worden. Deze stap wordt inderdaad voorzien als basis, in artikel 2 van het koninklijk besluit.

In artikel 3 wordt de procedure om te komen tot het scenario, die jaarlijks opnieuw wordt gevolgd, toegelicht als volgt: " § 2. Uit de op het ogenblik van de selectie meest recent beschikbare Europese beoordeling bedoeld in artikel 23 van Verordening (EU) 2019/943 en / of de nationale beoordeling bedoeld in artikel 24 van Verordening (EU) 2019/943, worden één of meerdere scenario's en gevoeligheden geselecteerd. Deze selectie omvat minstens het Europese centrale referentiescenario bedoeld in artikel 23, § 1, 5, b) van Verordening (EU) 2019/943. Tot zolang deze beoordelingen nog niet beschikbaar zijn, wordt een selectie gemaakt uit andere beschikbare studies. § 3. De gegevens en hypothesen waaruit deze scenario's en gevoeligheden zijn opgebouwd worden geactualiseerd op basis van de meest recente relevante informatie. § 4. Daarnaast kunnen andere gevoeligheden gedefinieerd worden die een impact kunnen hebben op de bevoorradingszekerheid in België, met inbegrip van gebeurtenissen buiten de Belgische regelzone. § 5. De geselecteerde scenario's en gevoeligheden, inclusief de gegevens en hypothesen waaruit ze zijn opgebouwd, worden onderworpen aan een openbare raadpleging bedoeld in artikel 5. § 6. Op basis van het consultatierapport en in het bijzonder de informatie die betrekking heeft op artikel 5, § 2, 1° en 2° maakt de commissie een voorstel op voor de Minister van de te weerhouden set van gegevens en hypotheses, die samen een voorstel van referentiescenario vormen.

De Algemene Directie Energie formuleert een advies op dit voorstel. § 7. Rekening houdend met het voorstel van de commissie, de aanbevelingen van de netbeheerder en het advies van de Algemene Directie Energie, beslist de Minister ten laatste op 15 september van het jaar voorafgaand aan de veiling welke set van gegevens en hypotheses moet worden geselecteerd als het referentiescenario. De Minister kan hierbij afwijken van het voorstel van de commissie mits passende motivatie." Er gebeurt dus inderdaad jaarlijks, zoals de commissie voorstelt, een beoordeling omtrent het referentiescenario van de veiling. De commissie stelt dat dit gelijkaardig zou moeten zijn aan de nationale beoordeling van de toereikendheid, zoals bepaald in artikel 24 van de Verordening 2019/943. De beoordeling omtrent het referentiescenario binnen het capaciteitsremuneratiemechanisme is evenwel niet hetzelfde als een nationale beoordeling van de toereikendheid voorzien in artikel 24 van de Verordening 2019/943. Er is geenszins een verplichting voor de lidstaten om jaarlijks dergelijke beoordeling te doen. Integendeel stelt artikel 20, lid 1 van de Verordening 2019/943 dat lidstaten dergelijke nationale beoordelingen kunnen doen.

In artikel 3, § 2 wordt bepaald dat de selectie van scenario's en sensitiviteiten (die vervolgens geconsulteerd worden) steeds het Europese centrale referentiescenario omvat.

De commissie stelt dat elke eventuele wijziging in de methodologie voor de nationale beoordeling van de toereikendheid, ten opzichte van de goedgekeurde Europese methodologie, samen met de scenario's, de gevoeligheidsanalyses en de aannames, in het bijzonder inzake de specifieke kenmerken van de nationale vraag naar en het nationale aanbod aan elektriciteit, het voorwerp moeten uitmaken van een voorafgaande openbare raadpleging. Er wordt vastgesteld dat, in zoverre de commissie doelt op de procedure die geldt voor de nationale beoordeling van de toereikendheid, dit koninklijk besluit hiervoor niet geldt. Dit besluit bevat geen nadere regels omtrent de nationale beoordeling van de toereikendheid, het regelt de parameters die het volume bepalen in het kader van de CRM. Voor de nationale beoordeling van de toereikendheid geldt artikel 24 van de Verordening 2019/943 en de regels daar voorzien, waaronder: "1.Nationale beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening hebben een regionaal toepassingsgebied en zijn gebaseerd op de in artikel 23, lid 5, bedoelde methodologie, met name het bepaalde in artikel 23, lid 5.

Nationale beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening omvatten de centrale referentiescenario's als bedoeld in artikel 23, lid 5, onder b).

Nationale beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening kunnen rekening houden met bijkomende gevoeligheden naast die als bedoeld in artikel 23, lid 5, onder b). " In zoverre de commissie doelt op de procedure voor het CRM, is het inderdaad zo dat de scenario's, sensitiviteiten en aannames (waaronder de nationale vraag en het nationale aanbod) het voorwerp uitmaken van een voorafgaande openbare raadpleging, voorzien in artikel 3, § 5 en artikel 5.

De commissie stelt dat het realistisch is om, naast het centrale referentiescenario, ook nog andere plausibele scenario's te beschouwen. De commissie stelt daarbij voor dat in T-4 vervolgens steeds geopteerd zou dienen te worden voor het scenario met het laagste benodigde totale veilingvolume.

Dit laatste standpunt kan niet worden gevolgd. Nergens legt de Europese regelgeving op dat op dergelijke manier het scenario zou dienen te worden bepaald. Dit creëert daarenboven aanzienlijke risico's, die de commissie in dit voorstel buiten beschouwing lijkt te laten. Alle capaciteit die niet wordt geveild in de veiling vier jaren voorafgaand aan het leveringsjaar, dient geveild te worden in de veiling een jaar voorafgaand aan het leveringsjaar. Verschillende technologieën kunnen evenwel niet worden gebouwd op slechts een jaar tijd, waardoor zij in de realiteit niet meer in aanmerking zullen komen om een eventueel tekort aan capaciteit op te vullen. Dit creëert bijgevolg het risico dat, indien er niet voldoende capaciteiten met een korte ontwikkelingstijd (met name maximaal 1 jaar) op de markt aanwezig zijn, de bevoorradingszekerheid niet meer gegarandeerd is.

Dit voorstel lijkt er bovendien vanuit te gaan dat de situatie op het vlak van bevoorradingszekerheid alleen maar kan verbeteren tussen de periode vier jaren, en de periode een jaar voorafgaand aan het leveringsjaar. Daarop bestaat geen enkele garantie.

In de Verordening 2019/943 worden de bevoegdheden van de lidstaten inzake bevoorradingszekerheid uitdrukkelijk bevestigd. Het is aan de overheid die bevoegd is voor de bevoorradingszekerheid om uit te maken welk scenario het meest realistisch wordt geacht en tegen welke risico's men zich wenst te verzekeren. Indien zou worden bepaald dat steeds zou moeten gekozen worden voor het laagste benodigde totale veilingvolume zouden de bevoegdheden en beleidsmarge van de overheid onevenredig worden beperkt en bestaat er daarenboven het reële risico dat in het leveringsjaar de bevoorradingszekerheid niet kan worden gegarandeerd. Dit kan niet worden aanvaard.

Betrouwbaarheidsnorm De commissie geeft aan dat het voorstel van betrouwbaarheidsnorm niet het voorwerp uitmaakt van dit voorstel 2064. Wel zou het belangrijk zijn om voor eenzelfde leveringsjaar eenzelfde betrouwbaarheidsnorm te hanteren, gezien een verschillende betrouwbaarheidsnorm een concurrentieverstoring zou kunnen betekenen tussen de beide biedingen.

Er wordt opgemerkt dat artikel 7undecies, § 7 van de Elektriciteitswet de nadere omzetting van artikel 25 van de Verordening 2019/943 regelt.

De aanbeveling omtrent het gebruiken van dezelfde betrouwbaarheidsnorm voor eenzelfde leveringsjaar wordt niet verwerkt. Indien in de periode tussen de veiling vier jaren voorafgaand aan het leveringsjaar en de veiling een jaar voorafgaand aan het leveringsjaar, een nieuwe betrouwbaarheidsnorm wordt vastgesteld door de lidstaat op basis van gewijzigde gegevens, moet deze wel degelijk kunnen doorwerken in de volumebepaling voor de daaropvolgende veilingen.

Dit is in lijn met artikel 11 van de Elektriciteitsverordening, die bepaalt dat de waarde van de verloren belasting ten minste om de vijf jaar wordt bijgewerkt, of eerder indien significante veranderingen worden vastgesteld (de waarde van de verloren belasting is een belangrijke input parameter voor de betrouwbaarheidsnorm, ndvr).

Een aanpassing van de betrouwbaarheidsnorm kan in beide richtingen een impact hebben (namelijk meer of minder volume in T-4, respectievelijk T-1).

Bepaling volume voor het leveringsjaar Dit voorstel is verwerkt in de tekst van het koninklijk besluit, met name in artikel 11.

Bepaling van het gereserveerd volume voor T-1 veiling In de wet wordt de volgende bepaling voorzien in artikel 7undecies, § 4, laatste lid: "Dit voorstel bevat eveneens een voorstel voor het minimale volume dat moet worden gereserveerd voor de veiling die één jaar voor de periode van capaciteitslevering plaatsvindt. Dit minimaal te reserveren volume is minstens gelijk aan de capaciteit die gemiddeld minder dan 200 draaiuren heeft per jaar teneinde de totale piekcapaciteit af te dekken." De commissie stelt in haar voorstel voor dat deze bepaling zo zou worden geïnterpreteerd dat dit volume enkel wordt opgevuld met capaciteit met een marginale kost gelijk aan het prijsplafond in de elektriciteitsmarkt. Zij verwijst hierbij naar bijlage 1 van haar voorstel, waarop kan worden waargenomen dat het volume voor de veiling voor 1 jaar voorafgaand aan het leveringsjaar, tussen de 6 à 8 GW zou bedragen. Dit wordt als 100% beschikbaar beschouwd, zonder energie- of activatiebeperkingen.

Er wordt geoordeeld dat dit voorstel niet kan gevolgd worden. De interpretatie van de commissie is niet in lijn met de wil van de wetgever, zoals kan afgeleid worden uit de toelichting bij het amendement dat geleid heeft tot de opname in de CRM-wet van 22 april 2019 (Doc 54 3584/002, pagina 17-19).

Daarnaast wordt in de interpretatie die voorzien is in het koninklijk besluit, dewelke geleid heeft tot berekeningen in het rapport van de netbeheerder overeenkomstig artikel 6 van het koninklijk besluit (beschikbaar op https://www.elia.be/en/users-group/crm-implementation), reeds een volume van ongeveer 1,5 GW berekend, hetgeen meer dan 3 tot 4 GW betreft indien rekening wordt gehouden met derating factoren van technologieën zoals vraagsturing of opslag waarvoor het niet onredelijk is te veronderstellen dat ze kunnen deelnemen in een veiling een jaar op voorhand (zoals de commissie evenzeer voorstelde).

Een dergelijk volume is reeds significant en is significant groter dan wat in andere Europese landen met een capaciteitsmechanisme wordt toegepast. Bijvoorbeeld, voor het leveringsjaar 2018/19, had het VK 2,5 GW opzij gezet voor de veiling T-1, ten opzichte van 48,6 GW voor de veiling T-4. In het Ierse CRM wordt ongeveer 2-5% van het volume gereserveerd voor de veiling T-1. In het Italiaans systeem wordt minstens 1% gereserveerd voor de `aanpassingsveilingen'.

Het voorstel van de commissie zou ertoe leiden dat meer dan 50% van het beoogde volume (vooraleer niet in aanmerking komende capaciteit nog in rekening wordt gebracht), zou worden voorbehouden voor de veiling een jaar voorafgaand aan het leveringsjaar.

Naast het gegeven dat dit niet in lijn is met de wil van de wetgever en niet in lijn met de toegepaste praktijken in andere Europese landen, zou dit voorstel ook tot een onaanvaardbaar risico voor de bevoorradingszekerheid leiden. Indien dergelijke hoeveelheden capaciteiten niet kunnen gevonden worden in T-1, is de kans zeer reëel dat zij evenmin nog tijdig kunnen gebouwd worden.

Het is daarnaast ook belangrijk dat een `level playing field' wordt gegarandeerd tussen enerzijds verschillende technologieën, alsook tussen zowel nieuwe als bestaande capaciteiten. Dit is een duidelijke vereiste die volgt uit de Europese regelgeving. Indien een dergelijk groot volume zou worden voorbehouden voor de veiling in T-1, is het meer dan waarschijnlijk dat er in de T-4 veiling geen nieuwe capaciteit kan deelnemen, wat strijdig zou zijn met deze principes.

Methodologie voor het opstellen van de vraagcurve voor de veilingen - Toepassing van het proportionaliteitsprincipe De commissie stelt dat de gemaakte kosten door het CRM moeten opwegen tegen de voordelen. De kost van het CRM zou ex ante moeten worden beperkt tot de vermindering van de kost van het probleem (die zij bepaalt als de kost van de niet geleverde energie).

Vooraleer concreter in te gaan op de gevolgen van dit principe, wordt opgemerkt dat dit zogenaamde proportionaliteitsprincipe geen basis vindt in de wet, die nog werd aangepast na de CRM-wet van 22 april 2019. De enige plaats waarbij in de Elektriciteitswet over een `proportionele vergoeding' wordt gesproken, is bij de werkingsregels, waarbij wordt bepaald dat deze beogen "ervoor te zorgen dat de toegekende capaciteitsvergoedingen passend en evenredig zijn".Ervoor zorgen dat de toegekende capaciteitsvergoedingen passend en evenredig zijn, is een primaire doelstelling van de regering en is een principe dat doorwerkt in alle voorziene aspecten van het CRM. De commissie stelt voor om ex ante een maximaal budget voor het CRM te bepalen, gebaseerd op de vermeden EENS en de waarde van VOLL. In artikel 25, lid 1 van de Verordening 2019/943 wordt bepaald: "Wanneer de lidstaten capaciteitsmechanismen toepassen, maken zij gebruik van een betrouwbaarheidsnorm. Die geeft op transparante wijze aan wat het vereiste niveau van voorzieningszekerheid voor de lidstaat is." Uit deze bepaling kan worden afgeleid dat, indien een capaciteitsmechanisme wordt toegepast, het vereiste niveau van voorzieningszekerheid wordt bepaald door de betrouwbaarheidsnorm. Nog vooraleer dat deze bepaling in de Verordening werd verankerd, werd eenzelfde aanpak reeds gehanteerd in de capaciteitsmechanismen in de andere Europese landen. Dit wordt overzichtelijk geduid in de reactie van Elia van 27 maart 2020 ("Bijdrage van Elia aan de raadpleging van de markspelers van de Algemene Directie Energie over de parameters waarmee de hoeveelheid in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte capaciteit wordt bepaald", beschikbaar op: https://economie.fgov.be/nl/themas/energie/bevoorradingszekerheid/ capaciteitsremuneratiemechanis#toc_heading_14, pagina 28 onderaan, punt Bx).

De methodologie omtrent de bepaling van de betrouwbaarheidsnorm, die inmiddels werd vastgesteld overeenkomstig artikel 23, 6 van de Verordening 2019/943, stelt onder meer: "The LOLE threshold pursuant to Article 18 reflects an economic optimisation between the marginal cost of a new capacity resource (CONE) or a renewal/prolongation (CORP) where relevant, and the marginal reduction of EENS (LOLE * VOLLRS). The optimum is reached when these two quantities are equal." De betrouwbaarheidsnorm volgt dus uit een `welvaartsmaximalisatie', waarbij de waarde van de verloren belasting wordt vergeleken met de kost voor nieuwe toegang. Het economisch optimum wordt bereikt wanneer het marginaal voordeel en de marginale kost van betrouwbaarheid gelijk zijn. Dit wil zeggen dat één eenheid additionele capaciteit toevoegen aan het systeem een hogere kost met zich zou meebrengen dan het verwachte voordeel van deze additionele eenheid.

Het voorstel van de commissie zou evenwel leiden tot een maximale prijs in het CRM die aanzienlijk lager ligt dan de verwachte waarde van Net-Cone (dewelke wordt gebruikt om de maximumprijs te bepalen).

Dit wordt met concrete cijfers aangetoond in de voormelde bijdrage van de transmissienetbeheerder, pagina's 31- 37).

De commissie erkent dit ook als zodanig in haar voorstel, waar zij in randnummer 179 stelt dat indien het beoogde veilingsvolume niet gerespecteerd kan worden binnen de gestelde kostenlimiet, er minder capaciteit gecontracteerd zou worden dan het beoogde volume, wat een invloed zou hebben de op de EENS en dus de kostenlimiet. De vraagcurve zou dan opnieuw aangepast moeten worden om rekening te houden met de nieuwe EENS-waarden.

Het is duidelijk dat deze iteratieve aanpak zou leiden tot een complex, onzeker en on-transparant proces. Er wordt geoordeeld dat het voorstel van de commissie op dit punt niet kan gevolgd worden. Een alternatief, in lijn met principes die reeds gelden in andere Europese capaciteitsvergoedingsmechanismen en in lijn met de Verordening 2019/943, wordt aangenomen. - Bepaling van het prijsplafond De commissie stelt voor om het prijsplafond gelijk te stellen met de Net Cone. In het koninklijk besluit wordt het prijsplafond gelijk gesteld aan de Net Cone vermenigvuldigd met een correctiefactor X, zoals vastgelegd overeenkomstig artikel 4, § 3.

De waarde van de correctiefactor X houdt rekening met de onzekerheden die verband houden met de raming van de nettokost van een nieuwkomer, zowel wat betreft de kostenverschillen tussen de in aanmerking genomen technologieën, de variabiliteit van de brutokost van een nieuwkomer die verbonden is aan verschillende technologieën, als wat betreft de bepaling van de jaarlijkse inframarginale inkomsten op de energiemarkt en netto inkomsten uit balanceringsdiensten. De toepassing van een correctiefactor is in lijn met de capaciteitsvergoedingsmechanismen in andere Europese landen. - De vraagcurve Bij het proportionaliteitsprincipe werd reeds toegelicht waarom deze vorm van vraagcurve niet mee werd opgenomen. - Pay-as-bid versus Pay-as-cleared In artikel 7undecies, § 10 van de wet, wordt voorzien: "De veilingen worden georganiseerd op basis van de "pay-as-bid"-methode, waarvan de modaliteiten worden bepaald in de werkingsregels bedoeld in paragraaf 12. De Koning kan een andere methode van toepassing maken, op grond van een tweejaarlijks verslag dat wordt opgemaakt door de netbeheerder en betrekking heeft op de reeds gehouden veilingen, en op voorstel van de commissie voor zover er wordt vastgesteld dat middels de "pay-as-bid"-methode niet de meest kosten-efficiënte selectie van capaciteiten bereikt wordt en dat een andere methode een meer kostenefficiënte selectie van capaciteiten kan verwacht worden met zich mee te brengen. Indien een andere methode van toepassing wordt gemaakt, dan worden de modaliteiten daarvan bepaald in de werkingsregels bedoeld in paragraaf 12." Het volgen van de pay-as-bid logica is wettelijk verankerd. Enkel indien wordt vastgesteld dat door deze methode niet de meest kosten-efficiënte selectie van capaciteiten bereikt wordt en dat een andere methode een meer kostenefficiënte selectie van capaciteiten kan verwacht worden met zich mee te brengen, is een overstap naar een andere methode mogelijk. - Verfijning van de vraagcurve Het niet-volgen van dit voorstel werd toegelicht bij de toepassing van het proportionaliteitsprincipe. De commissie bevestigt in deze sectie dat er door middel van dit principe het mogelijk is dat er minder capaciteit zou worden gecontracteerd dan het beoogde volume. - Meerjarencontracten De commissie meent dat moet vermeden worden dat dure capaciteit met een meerjarencontract in de latere jaren zou verhinderen dat goedkope capaciteit kan worden gecontracteerd. De commissie stelt dat de meest voor de hand liggende manier zou zijn om de capaciteitsvergoeding in de volgende jaren van het meerjarencontract te laten beperken tot net onder de maximale gecontracteerde capaciteitsvergoeding. Hiervan is zij echter van mening dat de bestaansreden van een meerjarencontract, namelijk het bieden van zekerheid op bepaalde inkomsten, teniet zou worden gedaan.

Zij stelt bijgevolg voor om in geval van een gemiddeld dalende EENS een specifieke prijslimiet op te leggen aan meerjarencontracten, die berekend wordt als de gemiddelde totale vermeden EENS-kost berekend voor de jaren met een gemiddeld dalende vermeden EENS vanaf het leveringsjaar, te delen door het totale veilingsvolume voor een leveringsjaar.

In de eerste plaats wordt opgemerkt dat het gegeven dat er in eerdere studies voor de jaren 2028 en verder (met andere woorden erg ver in de toekomst en dus met aanzienlijke onzekerheden) een lagere EENS wordt voorzien, niet afdoet aan het gegeven dat voor 2025 een aanzienlijk tekort aan capaciteit wordt berekend. Dit tekort aan capaciteit, volgend met name uit de kernuitstap waarbij 6 GW aan stuurbare capaciteit de Belgische markt verlaat, kan niet enkel met bestaande capaciteiten worden opgevuld. In elk geval is er nood aan nieuwe capaciteit.

Daarnaast is het relevant te vermelden dat de bedoeling van het voorzien van multi-jaarcontracten is het mogelijk maken dat nieuwe capaciteiten (die in veel gevallen significante investeringen vergen die onderworpen zijn aan langere terugbetalingsperioden) in competitie kunnen treden met bestaande capaciteiten. De belangrijkste reden voor het voorzien van multi-jaarcontracten is het voorzien van een `level playing field' tussen bestaande, gerenoveerde en nieuwe capaciteiten.

Deze doelstelling speelt evenzeer in elke veiling.

Indien in bepaalde veilingen een `additionele' prijslimiet wordt opgelegd, die niet berekend wordt op een `missing money' of net-CONE zoals voorzien wordt in de overige veilingen, is het duidelijk dat capaciteiten die in deze veilingen wensen mee te doen, discriminatoir zouden behandeld worden.

Daarnaast kan uit de informatie die naar voren is gekomen tijdens het openbaar onderzoek worden afgeleid dat op deze manier een prijslimiet zou ontstaan die significant afwijkt van de net-CONE, wat met name het bedrag is dat marktpartijen niet zouden verdienen op de markt.

Dergelijke prijslimiet opleggen zou er dus voor zorgen dat marktpartijen uit het capaciteitsmechanisme onvoldoende inkomsten zouden halen en dus niet zouden deelnemen. Ten gevolge daarvan zou niet gegarandeerd worden dat de betrouwbaarheidsnorm gehaald wordt.

Omwille van de redenen uiteengezet supra, bij de toepassing van het proportionaliteitsprincipe, kan dit voorstel niet worden gevolgd.

Hierbij kan additioneel worden opgemerkt dat naast de categorieën van 1 jaar en 15 jaren, ook additionele categorieën van maximum drie en acht jaar voorzien zijn in de Elektriciteitswet. Op deze manier wordt de toekenning van multi-jaar contracten reeds beperkt tot wat strikt genomen nodig is om verschillende capaciteiten toe te laten om met elkaar in competitie te treden (en wordt een overdreven `lock-in' dus al beperkt). Deze aanpak is fijnmaziger dan wat in andere Europese landen is voorzien.

Definities (hoofdstuk 1) Voor het algemene begrip van het koninklijk besluit worden een aantal specifieke aspecten gedefinieerd. Deze definities vormen een aanvulling op de definities die in andere wettelijke of regelgevende documenten, zoals de Elektriciteitswet en de Europese wetgeving, zijn vastgesteld.

Referentiescenario en intermediaire waarden (hoofdstuk 2) Het uitgangspunt voor elke berekening om de toekomstige capaciteitsbehoefte en andere parameters te bepalen is het referentiescenario. Dit laatste combineert een veelvoud aan veronderstellingen en waarden voor de berekening van deze elementen, met inbegrip van parameters met betrekking tot het verbruik, het aanbod en de interconnectiecapaciteit op Belgisch niveau en op andere relevante markten. Het scenario heeft een belangrijke invloed op de resultaten. Het moet niet alleen de mogelijke toekomstige toestand van het systeem weergeven, maar ook de situaties behandelen waarvoor de Belgische staat zich wil indekken en de bevoorradingszekerheid wil waarborgen en waarop de Belgische Staat geen invloed heeft. De structurele afhankelijkheid van België van imports voor de bevoorradingszekerheid en de hoge graad van interconnecties betekenen immers dat het van cruciaal belang is om rekening te houden met gebeurtenissen in het buitenland die een grote impact hebben op België. Het zou bijvoorbeeld kunnen gaan om: veranderingen in de geïnstalleerde capaciteitsmix; de langdurige onbeschikbaarheid van bepaalde capaciteiten of het risico dat niet tijdig wordt voldaan aan de Europese criteria betreffende de terbeschikkingstelling van grensoverschrijdende capaciteit aan de markt. De bepaling van de contouren van het te hanteren scenario is dan ook een overwegend politieke keuze.

Het referentiescenario wordt opgebouwd in verschillende fasen om aan de verschillende vooropgestelde doelstellingen te voldoen. Deze worden toegelicht in artikelen 3, 5 en 6, § 1 van het Koninklijk besluit.

Uit de op het ogenblik van de selectie meest recent beschikbare Europese beoordeling bedoeld in artikel 23 van Verordening (EU) 2019/943 en / of de nationale beoordeling bedoeld in artikel 24 van Verordening (EU) 2019/943, worden één of meerdere scenario's en gevoeligheden geselecteerd. Deze selectie omvat minstens het Europese centrale referentiescenario bedoeld in artikel 23, § 1, 5, b) van Verordening (EU) 2019/943 . Tot zolang deze beoordelingen nog niet beschikbaar zijn, wordt een selectie gemaakt uit andere beschikbare studies. Dit scenario wordt vervolgens geactualiseerd op basis van de meest recente publicaties (die nog niet opgenomen zijn in het scenario voor de Europese beoordeling) om rekening te houden met de meest recente informatie. Aangezien het CRM wordt beschouwd als het essentiële vangnet voor de bevoorradingszekerheid van België, kunnen bepaalde gevoeligheden worden gedefinieerd om rekening te kunnen houden met gebeurtenissen die een impact kunnen hebben op de bevoorradingszekerheid in België, met inbegrip van gebeurtenissen buiten de Belgische regelzone. De geselecteerde scenario's en gevoeligheden, inclusief de gegevens en hypothesen waaruit ze zijn opgebouwd, worden onderworpen aan een openbare raadpleging bedoeld in artikel 5.

Aan het referentiescenario wordt indien nodig bijkomende capaciteit toegevoegd, zodat het gehanteerde scenario adequaat is en beantwoordt aan de doelstelling van het CRM om te voldoen aan de bevoorradingszekerheidscriteria. Deze laatste stap is nodig om de benodigde parameters te berekenen, en wordt toegelicht in artikel 6, § 1 van het Koninklijk besluit.

Wat betreft de vaststelling van het referentiescenario werd door de Raad van State in haar advies 69.020/3 van 13 april 2021 aangegeven dat in het Koninklijk Besluit geen machtiging aan de minister zou kunnen worden gegeven, omdat het vaststellen van het referentiescenario geen regel van bijkomstige of detailmatige aard zou zijn.

Hieromtrent wordt evenwel opgemerkt dat artikel 7undecies, § 2, van de Elektriciteitswet de Koning ermee belast om op structurele wijze (niet-periodiek) de volumeparameters en hun berekeningsmethode vast te leggen. Daarentegen is het krachtens artikel 7undecies, § 6, van de Elektriciteitswet aan de minister om periodiek de specifieke waarden vast te stellen van de parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen. In deze zin is het logisch dat ook het concrete referentiescenario, wat slechts de periodieke toepassing vormt van de door de Koning in onderhavig besluit bepaalde structurele methode, door de minister wordt vastgesteld.

Het bepalen van het referentiescenario moet worden gezien als een voorafgaande maatregel, die nodig is voor het uitvoeren van bepaalde berekeningen, voorstellen en adviezen overeenkomstig artikel 5, 6, § 2, 7, 8 en 12 van onderhavig Koninklijk Besluit. In dat verband moet worden opgemerkt dat in het artikel 3 van onderhavig Koninklijk Besluit een uitgebreide procedure is beschreven, met de nodige consultaties, adviezen en voorstellen, om tot het referentiescenario te komen. De essentie van de regeling inzake het vaststellen van het referentiescenario wordt dus door de Koning zelf vastgesteld. Finaal neemt de minister een beslissing op basis van een voorstel van de regulator, waarover een advies wordt gegeven door de bevoegde instantie voor de bevoorradingszekerheid, zijnde de Algemene Directie Energie. Overeenkomstig de resolutie 1220/007 wordt ook een raadpleging gehouden van de Kamer van volksvertegenwoordigers over de set van gegevens en hypotheses die geselecteerd worden als referentiescenario. Vanaf het jaar 2021 zal de beslissing eveneens worden genomen na overleg in ministerraad. De delegatie aan de minister is dus voldoende afgebakend.

Intermediaire waarden De commissie stelt in samenwerking met de netbeheerder een voorstel op van de volgende intermediaire waarden : 1° de brutokost van een nieuwkomer van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën;2° de correctiefactor X, die toelaat de maximumprijs te bepalen, zoals bedoeld in artikel 10, § 8 en 9, en die toelaat het maximale volume tegen de maximumprijs te berekenen, door het niveau van bevoorradingszekerheid aan te passen. Dit voorstel omvat eveneens de gewogen gemiddelde kost van kapitaal die in aanmerking genomen is in artikel 4, § 1.

Het netbeheerdersverslag (hoofdstuk 3) In overeenstemming met de wettelijke bepalingen, stelt de netbeheerder een verslag en voorstel op, ten laatste tegen 15 november van het jaar voorafgaand aan de veiling.

Parameters die de aan te kopen hoeveelheid capaciteit bepalen (hoofdstuk 4) De vraagcurve voor de T-4 veilingen wordt opgebouwd op basis van drie punten: - Punt B wordt gekenmerkt door de nettokost van een nieuwkomer, berekend in overeenstemming met dit Koninklijk besluit, op de ordinaat. Op de abscis komt dit punt B overeen met het op een veiling vereist volume (waarbij het gemiddelde elektriciteitsverbruik in gesimuleerde tekortsituaties, de vereiste reserves voor het bewaren van het evenwicht in het netwerk, verwachte gemiddelde niet-geleverde energie in gesimuleerde tekortsituaties, de niet in aanmerking komende capaciteit, reeds gecontracteerde capaciteit en het volume te reserveren voor de veiling een jaar voor de periode van capaciteitslevering, in rekening worden genomen). - Punt C wordt gekenmerkt door een nul-kost op de ordinaat en het op een veiling vereist volume op de abscis. - Punt A wordt gekenmerkt door de maximumprijs op de ordinaat. Op de abscis correspondeert punt A met het specifieke volume dat wordt berekend zoals het volume in punt B, maar met een andere betrouwbaarheidsnorm (LOLE). LOLEA correspondeert met de betrouwbaarheidsnorm vermenigvuldigd met de correctiefactor X. De vraagcurve voor de T-1 veilingen is gebaseerd op dezelfde punten B en C als voor de T-4 veilingen, maar het vereiste volume wordt aangepast om capaciteit in rekening te brengen die reeds gecontracteerd werd in T-4 voor dezelfde leveringsperiode. Punt A correspondeert in ordinaat met de maximumprijs en in abscis met het vereiste volume.

Het design van de vraagcurve respecteert twee principes: - Het garanderen van bevoorradingszekerheid: dit wil zeggen dat eens de T-4 en T-1 veiling zijn gehouden, de betrouwbaarheidsnorm moet gehaald worden. In het tegenovergestelde geval zou het CRM zijn doelstelling niet bereikt hebben. Aangezien punt B overeenkomt met het volume dat nodig is om de betrouwbaarheidsnorm te halen moet verzekerd worden dat dit volume wordt gecontracteerd. Omdat er na de T-4 veiling nog een opportuniteit is om capaciteiten te contracteren in T-1, is een gebogen curve tussen punt A en punt B mogelijk, wat toelaat minder capaciteit te contracteren dan het gecalibreerd volume voor punt B in de T-4 veiling. Minder volume contracteren dan punt B in de T-1 veiling daarentegen zou niet garanderen dat de betrouwbaarheidsnorm wordt gehaald. Bijgevolg is er in de T-1 veiling een verticale sectie tussen punt A en punt B. - Het garanderen van een proportioneel systeem met een zo laag mogelijke kost: dit wil zeggen dat het volume dat wordt gecontracteerd het volume vereist voor het bereiken van de betrouwbaarheidsnorm niet moet overschrijden, aangezien dit de totale kost zou opdrijven. Dit verklaart waarom de vraagcurve verticaal is tussen punt B en het snijpunt met de x-as zowel in de T-4 als de T-1 veilingen.

Reductiefactoren (hoofdstuk 5) Alle technologieën kunnen deelnemen aan het CRM, in overeenstemming natuurlijk met de criteria om in aanmerking te komen. Niet alle technologieën dragen echter op dezelfde wijze bij tot de toereikendheid van de middelen. De technologieën voor de productie, de opslag van elektriciteit en de actieve deelname van de vraagzijde hebben immers allemaal verschillende niveaus van beschikbaarheid die verband houden met toevallige stilleggingen, klimatologische omstandigheden, technische beperkingen, enz. Om gelijke mededingingsvoorwaarden te kunnen garanderen, wordt via verschillende categorieën met deze verschillende niveaus van beschikbaarheid rekening gehouden door middel van reductie-factoren. Deze verschillende categorieën zijn vastgesteld om te garanderen dat enerzijds, alle technologieën kunnen deelnemen en anderzijds, dat zij een reductiefactor krijgen toegewezen overeenkomstig hun technische karakteristieken.

Het verwachte niveau van beschikbaarheid (of de bijdrage aan de toereikendheid van de middelen) is dus een percentage (altijd minder dan of gelijk aan 100%) van het nominale referentievermogen. Deze niveaus worden voor elke veiling bepaald (en dit voor de duur van het contract) per technologie en worden reductiefactoren genoemd.

Een soortgelijke aanpak moet worden toegepast op de interconnecties, om per grens de maximale toegangscapaciteit voor indirecte buitenlandse capaciteit te bepalen, d.w.z. het maximale volume, uitgedrukt in vermogen, dat in een aangrenzend marktgebied zou kunnen worden gecontracteerd.

Om deze reductiefactoren voor elke veiling te bepalen, moet een methode zoals beschreven in dit koninklijk besluit worden gevolgd. Het hoofddoel van het CRM is het garanderen van de bevoorradingszekerheid in België. De bijdrage van de verschillende technologieën aan deze doelstelling moet daarom worden berekend op de beslissende momenten voor de voorzieningszekerheid. Deze momenten worden bepaald op basis van de "gesimuleerde tekortsituatie", d.w.z., gebaseerd op een simulatie, de uren waarin de lading niet kan worden gedekt of waarbij de lading niet zou kunnen worden afgedekt in geval van een extra 1MW belasting. De gesimuleerde tekortsituaties worden bepaald met behulp van modelleringsprogramma's (vergelijkbaar met de programma's die worden gebruikt in de context van de beoordeling van de toereikendheid van de middelen op Europees en nationaal niveau als bedoeld in artikel 23 van Verordening (EU)2019/943) op basis van het hierboven beschreven scenario voor het bepalen van de parameters van het CRM. Voor thermische installaties met dagelijkse programma's kunnen reductiefactoren voor elke technologie worden berekend op basis van historische percentages van forced outages. Voor alle andere technologieën (afhankelijk van de weersomstandigheden, met beperkte energie, op het distributienet aangesloten of categorieën van aggregatie) zijn de reductiefactoren gebaseerd op de modelleringsresultaten van het genomen referentiescenario. Om een maximale flexibiliteit en een actieve deelname van de vraagzijde aan het CRM mogelijk te maken, wordt aan technologieën zonder dagelijkse programma's een Service Level Agreement (SLA) aangeboden (voor technologieën met beperkte energie) of mogen zij een SLA kiezen (voor de andere technologieën) volgens hun behoeften en kenmerken, op basis van hun technische beperkingen. Voor elke Service Level Agreement wordt een passende reductiefactor bepaald.

Voor interconnecties wordt de bijdrage, in afwachting van de verdere implementatie van de methoden beslist door ACER in december 2020 in navolging van Art. 26.11(a) van de Verordering 2019/943, gebaseerd op de resultaten van de modellering en wordt rekening gehouden met de wijze waarop de grensoverschrijdende uitwisselingen in het model worden geïntegreerd (door middel van een op stroom of nettransmissiecapaciteit gebaseerde aanpak).

Intermediaire maximumprijs (hoofdstuk 6) Om ervoor te zorgen dat het CRM wordt ontworpen om de totale kosten te minimaliseren overeenkomstig artikel 7undecies, § 1, lid 3, van de Elektriciteitswet, is een belangrijke maatregel de invoering van maximumprijzen, zijnde de maximale capaciteitsvergoeding die eenheden in de capaciteitsmarkt kunnen bieden en ontvangen.

Er is al een globale maximumprijs - van toepassing op alle eenheden in de capaciteitsmarkt voor alle perioden van het capaciteitscontract (d.w.z. de maximumprijs die op de veiling wordt betaald) - voorzien, en daarnaast wordt ook een intermediaire maximumprijs geïntegreerd in het ontwerp. Deze tweede maximumprijs, waarvoor de methodologie beschreven wordt in hoofdstuk 6 van dit voorstel voor koninklijk besluit, vertegenwoordigt een maximumprijs die slechts van toepassing is op bepaalde eenheden in de capaciteitsmarkt.

De intermediaire maximumprijs is van toepassing op de contracten van één jaar. Er wordt dus een onderscheid gemaakt tussen capaciteiten die weinig of geen investeringen vergen (eenjarige contracten) en capaciteiten die aanzienlijke investeringen vereisen (met de mogelijkheid van contracten met een looptijd van meer dan een jaar).

Door het instellen van een intermediaire maximumprijs wordt vermeden dat capaciteiten die geen aanzienlijke investeringen vereisen, tijdens CRM-veilingen onevenredig hoge inframarginale inkomsten zouden kunnen ontvangen. Verder worden geen bijkomende intermediaire maximumprijzen voorzien voor capaciteiten die in aanmerking komen voor meerjarencontracten, aangezien er geen duidelijke correlatie bestaat tussen het niveau van "missing money" en de meerjarige capaciteitscategorieën (en de onderliggende investeringsniveaus).

Bijgevolg zullen de capaciteiten die in aanmerking komen voor meerjarencontracten enkel onderworpen zijn aan de globale maximumprijs.

Deze intermediaire maximumprijs is dus de maximale biedprijs die de in aanmerking komende capaciteiten voor eenjarige contracten kunnen bieden en de maximale vergoeding die zij kunnen ontvangen. Om het niveau van deze intermediaire maximumprijs te bepalen, wordt de in dit koninklijk besluit beschreven methodologie gebaseerd op een jaarlijkse kalibratie van het geschatte "missing money" van de minst efficiënte technologie die momenteel op de markt is. Hoewel het geheel aan capaciteiten die in aanmerking komen voor een eenjarig contract niet noodzakelijk dan wel exclusief overeenstemt met bestaande capaciteiten, wordt de worst performer analyse van bestaande technologieën op de markt beschouwd als een geschikte benchmark voor capaciteiten die minimale investeringen vereisen.

Het "missing money" (dat is in wezen wat van de capaciteitshouders wordt verwacht om te bieden) wordt berekend als kosten verminderd met opbrengsten. De kosten worden bepaald als de som van (1) de vaste jaarlijkse exploitatie- en onderhoudskosten, (2) de totale toekomstige geannualiseerde investeringsuitgaven die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominale referentievermogen (en derhalve niet worden beschouwd als in aanmerking komende investeringen voor het verkrijgen van een meerjarencontract), zoals bijvoorbeeld de kosten die nodig zijn voor een groot onderhoud van de installaties, die niet noodzakelijkerwijs jaarlijks plaatsvinden en (3) de variabele kosten op korte termijn (bestaande uit de brandstofkosten, de CO2-kosten en andere variabele operationele en onderhoudskosten).De in rekening genomen inkomsten zijn de inkomsten uit de energiemarkt, rekening houdend met de inschatting van de uitoefenprijs van toepassing op de betrokken technologie, en de netto inkomsten uit de markt van de ondersteunende balanceringsdiensten.

Bovendien, maar alleen voor technologieën met hoge variabele kosten, d.w.z. technologieën die niet vaak worden geactiveerd op de energiemarkt, worden de in rekening genomen kosten verhoogd met de kost van één enkele activatietest. De kost van de activatietest is in het bijzonder van belang voor deze technologieën, gezien de kans om getest te worden groot is, omdat ze niet vaak worden geactiveerd op de energiemarkt, waardoor het in rekening brengen van een de kost van een activatietest relevant is.

Specifiek om bepaalde vereiste kostencomponenten te bepalen, vraagt Elia de hulp van een onafhankelijke expert. In dit verband zal de onafhankelijke expert in een studie, op een onderbouwde wijze, diverse gegevens met betrekking tot de kostenelementen die relevant zijn voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs voor alle beschouwde bestaande technologieën op de energiemarkt voorstellen. Het wordt passend geacht dat de selectie van de onafhankelijke expert en de opvolging van deze studie indien mogelijk in overleg met de commissie plaatsvindt, aangezien er een verband bestaat tussen de kostenraming voor de bepaling van de netCONE parameter relevant voor de kalibratie van de vraagcurve uitgevoerd en de kosten voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs en de beoordeling van de derogaties van de intermediaire maximumprijs door de commissie.

De jaarlijks inframarginale inkomsten verdiend op de energiemarkt worden bepaald op basis van een simulatie zoals uitgewerkt in artikel 6, rekening houdend met een referentiescenario zoals beschreven in artikel 4, § 7, en houden rekening met de mediane opbrengsten (P50) om redelijkerwijs rekening te houden met de risicoaversie in de besluitvorming van investeerders.

Om de inkomsten uit de markt van de ondersteunende balanceringsdiensten te bepalen, worden historische gegevens geanalyseerd. Er wordt met name rekening gehouden met de historische aankoopkosten voor een voortschrijdende periode van 36 maanden, waarbij een evenwicht wordt gezocht tussen het niet in aanmerking nemen van de inkomsten uit een te ver verleden en tegelijkertijd niet al te gevoelig zijn voor uitzonderlijke en dus niet representatieve inkomsten. In dit opzicht wordt een voortschrijdende periode van 36 maanden als een goede balans beschouwd. Bij de bepaling van de netto inkomsten uit de markt van de ondersteunende balanceringsdiensten wordt rekening gehouden met de kosten die verband houden met de levering van deze diensten, met inbegrip van bijvoorbeeld, "must-run" kosten. Daarnaast wordt ook rekening gehouden met de opportuniteitskosten verbonden aan de levering van ondersteunende balanceringsdiensten. Deze opportuniteitskosten dienen geïnterpreteerd te worden als de niet-ontvangen inkomsten voor de levering van energiediensten die zouden verkregen zijn indien de capaciteit niet was gereserveerd voor de levering van ondersteunende balanceringsdiensten. Op deze manier wordt de dubbeltelling van inkomsten vermeden.

Door rekening te houden met de kost van capaciteit enerzijds, en de inkomsten uit de energiemarkt en de levering van ondersteunende balanceringsdiensten anderzijds, vermindert de intermediaire maximumprijs het risico op een onevenredige vergoeding via de capaciteitsveilingen, wat bijdraagt tot de algemene doelstelling om de kosten van het CRM tot een minimum te beperken en om een dubbele vergoeding tussen het CRM en de globale energiemarkt te vermijden. De methode voor het bepalen van het niveau van de intermediaire maximumprijs is ook in overeenstemming met de definitie van investeringsdrempels, waarbij een onderscheid wordt gemaakt tussen verschillende categorieën van capaciteit en de in aanmerking komende kosten die voor deze drempels in aanmerking komen overeenkomstig het koninklijk besluit bedoeld in artikel 7undecies, § 5 (laatste lid) van de Elektriciteitswet.

Tenslotte wordt het verwachte "missing money" verhoogd met een onzekerheidsmarge van 5% vanwege de vroegtijdige bepaling (de intermediaire maximumprijs wordt ingeschat meerdere jaren voor de periode van capaciteitslevering waarop zij betrekking heeft) en om rekening te houden met algemene onzekerheden verbonden aan de assumpties die inherent zijn aan de simulaties die uitgevoerd worden ter inschatting van "missing money".

Derogatie van de intermediaire maximumprijs (hoofdstuk 7) In het initieel besluit van de Europese commissie van 21 september 2020 (met referentie: State Aid SA. 54915 (2019/N) - Belgium) geeft zij aan een twijfel te hebben met betrekking tot de intermediaire maximumprijs, en meer bepaald met de verenigbaarheid ervan met de Richtsnoeren staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 2014-2020 (2014/C 200/01).

Om aan deze twijfel tegemoet te komen, werd in de Elektriciteitswet de mogelijkheid voorzien voor de Koning om bij besluit, vastgesteld na overleg in de Ministerraad, de methode en voorwaarden te bepalen tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en), na raadpleging van de marktdeelnemers.

Voor het eerste jaar, 2021, zal de beoordeling van de derogatieaanvragen na de veiling gebeuren, overeenkomstig artikel 21.

Deze mogelijkheid werd immers gecreëerd naar aanleiding van de bezorgdheid van de Europese commissie, geuit in september 2020, waardoor het voor de betrokken partijen administratief en operationeel niet meer mogelijk blijkt om voorafgaand aan de veiling in oktober 2021 de derogatieaanvragen te beoordelen.

Voor alle navolgende veilingen zal de beoordeling van de derogatieaanvragen voorafgaand aan de veiling gebeuren, overeenkomstig artikel 22. Rekening houdend met de reacties geuit tijdens het openbaar onderzoek, wordt geoordeeld dat deze voorafgaandelijke beoordeling te verkiezen valt, zodat marktpartijen duidelijkheid hebben over de prijs waaraan zij kunnen deelnemen aan de veiling voorafgaand aan deze veiling zelf.

Tegen elke beslissing van de commissie kan beroep worden ingesteld bij het Marktenhof, overeenkomstig artikel 29bis en 29quater van de Elektriciteitswet. Het wordt bijgevolg niet nodig of opportuun geacht om een specifieke beroepsprocedure te creëren.

In de methodologie wordt verduidelijkt dat de componenten die door de derogatieaanvrager worden ingediend ter ondersteuning van zijn aanvraag, specifiek dienen te zijn aan de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft. Het is namelijk niet de bedoeling dat derogaties worden toegekend op basis van andere inschattingen van algemene parameters, zoals toekomstige CO2-kosten (in €/tCO2), elektriciteitsprijzen en dergelijke meer.

Met betrekking tot de kosten die in aanmerking komen ter ondersteuning van een derogatie wordt in de methodologie verduidelijkt dat het dient te gaan om kosten die worden besteld vanaf de eerste beslissing in toepassing van artikel 7undecies, § 6 van de Elektriciteitswet.

In de Elektriciteitswet wordt bepaald dat het CRM zodanig wordt ontworpen dat de kostprijs ervan zo laag mogelijk blijft. Doorheen het design van het CRM wordt erover gewaakt dat de capaciteitsvergoedingen passend en evenredig zijn. Er dient te worden vermeden om investeringen in productie die van vóór de maatregel dateren te beïnvloeden. In die zin wordt voor de inaanmerking komende kosten voor de meerjarencontracten bepaalde 'niet recupereerbare kosten' uitdrukkelijk uitgesloten (zie artikel 3, § 1 van het Koninklijk besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor het in aanmerking komen van investeringskosten). In dezelfde optiek wordt voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs enkel rekening gehouden met de vaste operationele en onderhoudskosten (in €/MW/jaar), zonder de initiële CAPEX van de investering in rekening te nemen.

Uit de kostenraming die werd uitgevoerd door consultant haulogy, bezorgd door de minister van energie aan het parlement op 28 januari, kan men een hogere biedprijs dan de intermediaire maximumprijs afleiden voor verschillende bestaande technologieën. Hierbij dient echter te worden opgemerkt dat dit volgt uit het gegeven dat de consultant de initiële CAPEX van de investering mee in rekening heeft genomen voor de bepaling van de biedprijs. Er dient een duidelijk onderscheid te worden gemaakt tussen het ideale scenario voor de marktpartijen enerzijds en het bepalen van wat legitieme beperkingen aan het toekennen van steun zijn door de overheid anderzijds.

Kosten die gemaakt zijn voor de eerste beslissing in toepassing van artikel 7undecies, § 6 van de Elektriciteitswet worden dus uitdrukkelijk uitgesloten als grond voor derogatie.

Indien de CREG bij het gebruik van de IPC derogatie een gedrag geviseerd in artikel 7undecies, § 13 vaststelt, kan zij de maatregelen bedoeld in artikel 31 van de wet van 29 april 1999 op de betrokken persoon toepassen.

Uitoefenprijs/referentieprijs (hoofdstuk 8) Het voor België gekozen CRM is een mechanisme van betrouwbaarheidsopties. Dit houdt enerzijds in dat de capaciteitshouders een vaste vergoeding ontvangen voor het ter beschikking stellen van hun capaciteit en anderzijds dat zij, naast hun eventuele gekoppelde penaliteiten in geval van niet-naleving van de beschikbaarheidsverplichting, een deel van deze vergoeding moeten terugbetalen wanneer de prijs op de energiemarkt (de zogenaamde referentieprijs) een vooraf bepaald prijsniveau (de zogenaamde uitoefenprijs) overschrijdt. Deze verplichting wordt de terugbetalingsverplichting genoemd.

Voor de toepassing van een dergelijk mechanisme moeten derhalve twee belangrijke parameters worden gedefinieerd: 1) de uitoefenprijs, d.w.z. het prijsniveau vanaf wanneer een deel van de vergoeding moet worden terugbetaald en 2) de referentieprijs, d.w.z. de prijs die de capaciteitsleverancier wordt geacht op de energiemarkt te hebben ontvangen. Voor de referentieprijs is het van essentieel belang het marktsegment te specificeren waarin de prijs in acht wordt genomen.

Een methodologie voor het bepalen van een uitoefenprijs en referentieprijs omvat verschillende principiële elementen met betrekking tot de terugbetalingsverplichting teneinde bij de kalibratie van deze parameters het door de wetgever nagestreefde doel te bereiken. De uitoefenprijs en de referentieprijs kunnen derhalve niet los worden gezien van de andere principes betreffende de terugbetalingsverplichting. Immers, indien deze principes niet van toepassing waren op de terugbetalingsverplichting, of indien andere principes op de terugbetalingsverplichting van toepassing waren geweest, had de voorkeur kunnen worden gegeven aan andere uitoefen- en referentieprijzen. Deze beginselen maken aldus integraal deel uit van de voorgestelde methodologie.

De keuze van het marktsegment voor de referentieprijs moet in overeenstemming zijn met de algemene doelstelling van het CRM om de bevoorradingszekerheid te waarborgen en een voldoende liquide prijssignaal te geven waartoe alle technologieën toegang hebben. De Belgische eenvormige day-aheadkoppeling wordt voorgesteld, aangezien deze het meest relevante marktsignaal vormt op het vlak van problemen met de toereikendheid, aangezien zij een sterk marktsignaal vormt omdat zij de meest robuuste en meest liquide spotmarkt van de laatste jaren is en dat ook in de toekomst zou moeten blijven.

Om via de terugbetalingsverplichting alleen de daadwerkelijk ontvangen inkomsten te beïnvloeden en de risico's voor de capaciteitsleveranciers (en dus de prijs van de ingediende offertes en de totale kosten van het mechanisme) niet onnodig te vergroten, moet de methodologie zich verzekeren van het feit dat deze inkomsten daadwerkelijk door de capaciteitsaanbieders zijn ontvangen. In dit verband is de capaciteit die in het kader van de geplande en ongeplande onbeschikbaarheid is gecontracteerd, onder voorwaarden vrijgesteld van de verplichting tot terugbetaling tijdens deze perioden van onbeschikbaarheid. Opgemerkt dient te worden dat dit hen niet ontslaat van enige andere verplichting of penaliteit in het kader van het CRM. Om de risico's van de capaciteitsleveranciers en dus ook de aangeboden prijzen niet onnodig te vergroten (of zelfs hun mogelijkheden tot deelname te beperken) en om de mogelijkheid te voorzien dat het prijssignaal van het CRM het mogelijk maakt om op termijn het CRM te stoppen als de rentabiliteit van de energiemarkt het mogelijk maakt om de toereikendheid van de middelen te garanderen, voorziet het koninklijk besluit in een stop-loss-mechanisme.

Indien deze twee elementen niet waren voorzien, had de kalibratie van de uitoefenprijs zelf de bijkomende risico's die verbonden zijn aan de terugbetalingsverplichting moeten afwegen.

Aangezien het niveau van de uitoefenprijs elk jaar voor elke veiling zal worden gekalibreerd en zal worden opgenomen in de contracten die na de veiling voor dat jaar worden gegund, is een robuuste en consistente methodologie vereist voor deze kalibratie. Het niveau van de uitoefenprijs moet rekening houden met een aantal belangrijke overwegingen en doelstellingen: de technologie-neutraliteit, de openstelling voor een maximaal aantal technologieën, de beperking van de totale kosten van het CRM en het voorkomen van willekeurige inkomsten, de naleving van het beginsel van de betrouwbaarheidsoptie, de beperking van de interferentie met de energiemarkt, de beperking van de algemene complexiteit van het mechanisme, evenals de waarborging van de haalbaarheid ervan. De voorgestelde werkwijze eerbiedigt deze doelstellingen en overwegingen op evenwichtige wijze.

De in dit koninklijk besluit voorgestelde methodologie voorziet in één enkele uitoefenprijs voor alle gecontracteerde capaciteiten, die ook beschouwd wordt voor capaciteiten zonder dagelijks programma, bepaald als de waarde van hun eigen aangegeven marginale activatiekosten indien deze hoger zijn dan de unieke voorziene uitoefenprijs in de veiling van de gecontracteerde capaciteit. Deze aanpak maakt het mogelijk dat capaciteiten met hoge marginale activatiekosten (bv. verschillende technologieën voor vraagbeheer) kunnen deelnemen aan het CRM zonder extra risico's te creëren door de terugbetalingsverplichting.

Om de unieke uitoefenprijs te bepalen, evalueert de in dit koninklijk besluit voorziene methodologie de historische curven van vraag en aanbod per dag en bepaalt de uitoefenprijs op een niveau dat ervoor zorgt dat een voldoende groot deel van de biedingen een prijs onder de uitoefenprijs heeft.

De keuze van de uitoefenprijs wordt gemaakt binnen een marge van [75; 85]% op de biedingen in het elastische segment van de marktcurven in de afgelopen drie winterperioden. Het gebruik van gegevens over drie winterperioden zorgt ervoor dat rekening wordt gehouden met trendmatige effecten en dat uitzonderlijke gebeurtenissen worden afgevlakt, zodat deze geen onevenredig grote invloed hebben op de selectie.

De jaarlijks bepaalde uitoefenprijs moet boven de variabele kosten van de eenheden in de capaciteitsmarkt met een dagelijks programma liggen, voldoende stabiel zijn, rekening houden met ontwikkelingen op de energiemarkt en tenslotte een redelijke kans behouden om door de referentieprijs te worden bereikt.

De variabele kosten van eenheden in de capaciteitsmarkt met een dagelijks programma worden bepaald op basis van ingeschatte niveaus die bij de kalibratie worden verwacht voor de eerste periode van capaciteitslevering waarop de volgende veiling betrekking heeft en hun modelleringsmethodologie zal gebaseerd zijn op het model van de energiemarkt dat in dit koninklijk besluit wordt voorgesteld voor de bepaling van de andere veilingparameters.

Gezien het feit dat voor doeleinden van technologische openheid, de uitoefenprijs ook wordt beschouwd als de marginale activeringskost die hoger is verklaard dan de uitoefenprijs die op de veiling van de gecontracteerde capaciteit voor capaciteiten zonder dagprogramma wordt verwacht, is het een kwestie van het niet verhogen van de gekalibreerde uitoefenprijs op een te hoog niveau, wat een dubbele beloning zou creëren voor capaciteiten met een dagelijks programma.

De criteria vermeld in het koninklijk besluit maken het mogelijk om een voorstel voor de actualisatie van de uitoefenprijs te selecteren op basis van een multi-criteria analyse, rekening houdend met elementen die op dit moment nog niet te voorzien zijn betreffende de energiemarkt, het CRM, en de intrinsieke evolutie van de uitoefenprijs, waarvan alle details de facto niet in dit koninklijk besluit kunnen worden opgenomen.

Deze multi-criteria analyse houdt ook rekening met de vorm van de kalibratiecurve, zodat het mogelijk is om een uitoefenprijs te kiezen die bewuster rekening houdt met technologie-openheid. Als een bepaald deel van de curve bijvoorbeeld vlak is, kan het wenselijk zijn om een iets lagere uitoefenprijs te gebruiken zonder dat dit impliceert dat er een significant bijkomend volume boven de uitoefenprijs zou vallen.

Door rekening te houden met de marktontwikkelingen kan geanticipeerd worden op verwachte trends. Aangezien de uitoefenprijs soms meerdere jaren van tevoren wordt vastgesteld, kan het nuttig zijn rekening te houden met verwachte veranderingen die niet in de kalibratiecurve kunnen worden opgenomen (zoals de opkomst van nieuwe technologieën of veranderingen na de inwerkingtreding van bepaalde marktmechanismen).

Daarnaast kan de stabiliteit van de uitoefenprijs gedurende meerdere jaren bijvoorbeeld voor een zekere stabiliteit zorgen in de vooruitzichten voor de komende jaren voor de deelnemers die moeten rekenen op een continue vernieuwing van eenjarige capaciteitscontracten. Tenslotte, om de keuze van een geschikte uitoefenprijs beter te kunnen garanderen, moet als bijkomend selectiecriterium de uitoefenprijs een redelijke kans hebben om door de referentieprijs te worden bereikt.

Alle criteria voor de analyse zijn vastgelegd in het voorstel voor de kalibratie van de uitoefenprijs enkele maanden voor de veiling, zodat er geen onzekerheid in de markt wordt gezet.

Er wordt een marge van [75; 85]% toegepast op de kalibratiecurve aangezien dit toelaat een oplossing te vinden voor het geheel van selectiecriteria voor de uitoefenprijs.

Tenslotte, om ervoor te zorgen dat de uitoefenprijs bij de berekening van de terugbetalingsverplichting zijn effect niet gedeeltelijk verliest doorheen de tijd, wordt de uitoefenprijs geïndexeerd voor tijdens de veiling gecontracteerde capaciteiten die meer dan één periode van capaciteitslevering omvatten, vanaf de tweede periode van capaciteitslevering van het capaciteitscontract. De waarde van de index wordt berekend op basis van de evolutie van de Belgische elektriciteitsprijs en de berekeningswijze van de index is vastgelegd in de werkingsregels en/of in het contract. Deze indexering dekt het risico van een mogelijke dubbele vergoeding of, omgekeerd, een sterkere beperking dan aanvankelijk was voorzien voor de capaciteitsleverancier, door een deel af te nemen van de vergoeding die dient ter compensatie zijn "missing-money," dat hij wel had kunnen ontvangen indien de referentieprijs ongewijzigd was gebleven.

Slotbepalingen (hoofdstuk 9) Bij wijze van overgangsmaatregel kan voor de eerste veiling afgeweken worden van de in dit besluit vooropgestelde kalender. Door de betrokken partijen werd zoveel als mogelijk de vooropgestelde kalender nageleefd.

Het besluit treedt in werking de dag waarop het in het Belgisch Staatsblad wordt bekendgemaakt. Gelet op het gegeven dat een eerste veiling dient plaats te vinden in oktober 2021 en de voorafgaandelijke stappen die nog moeten plaatsvinden, is dit noodzakelijk.

Ik heb de eer te zijn, Sire, Van Uwe Majesteit, de zeer eerbiedige en zeer getrouwe dienaar, De Minister van Energie, T. VAN DER STRAETEN

RAAD VAN STATE, afdeling Wetgeving Advies 69.020/3 van 13 april 2021 over een ontwerp van koninklijk besluit `tot vaststelling van de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, en van de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedings-mechanisme' Op 15 maart 2021 is de Raad van State, afdeling Wetgeving, door de Minister van Energie verzocht binnen een termijn van dertig dagen een advies te verstrekken over een ontwerp van koninklijk besluit `tot vaststelling van de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, en van de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme'.

Het ontwerp is door de derde kamer onderzocht op 6 april 2021. De kamer was samengesteld uit Wilfried VAN VAERENBERGH, kamervoorzitter, Chantal BAMPS en Koen MUYLLE, staatsraden, en Annemie GOOSSENS, griffier.

Het verslag is uitgebracht door Arne CARTON, adjunct-auditeur.

De overeenstemming tussen de Franse en de Nederlandse tekst van het advies is nagezien onder toezicht van Koen MUYLLE, staatsraad.

Het advies, waarvan de tekst hierna volgt, is gegeven op 13 april 2021. 1. Met toepassing van artikel 84, § 3, eerste lid, van de wetten op de Raad van State, gecoördineerd op 12 januari 1973, heeft de afdeling Wetgeving zich toegespitst op het onderzoek van de bevoegdheid van de steller van de handeling, van de rechtsgrond, alsmede van de vraag of aan de te vervullen vormvereisten is voldaan. STREKKING VAN HET ONTWERP 2. Het voor advies voorgelegde ontwerp van koninklijk besluit strekt er onder meer toe de parameters vast te stellen om het volume te bepalen van de aan te kopen capaciteit en de andere parameters die nodig zijn voor de veilingen die worden georganiseerd in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme waarin wordt voorzien door artikel 7undecies van de wet van 29 april 1999 `betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt' (hierna: de Elektriciteitswet), zoals ingevoegd bij artikel 4 van de wet van 15 maart 2021 `tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en tot wijziging van de wet van 22 april 2019 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt teneinde een capaciteitsvergoedingsmechanisme in te stellen'. Hiertoe wordt in een aantal definities voorzien (artikel 1 van het ontwerp). Om de hoeveelheid aan te kopen capaciteit en de veilingparameters te bepalen wordt aan de hand van een selectie van een of meerdere scenario's en gevoeligheden een set van gegevens en hypothesen als referentiescenario weerhouden (artikel 3), dat als basis dient voor het verslag en de voorstellen die de netbeheerder en de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (hierna: CREG) doen voor de veilingen vier jaar en één jaar voor de periode van de capaciteitslevering (artikel 2). Met het oog op de opmaak van zijn verslag en zijn voorstel organiseert de netbeheerder een of meerdere openbare raadpleging(en) (artikel 5). Het door de netbeheerder op basis van het geselecteerde referentiescenario op te maken verslag en voorstel wordt nader geregeld (artikel 6), evenals het advies dat de CREG over het voorstel van de netbeheerder geeft (artikel 7).

De CREG doet ten laatste tegen 1 februari van het jaar van de veiling een voorstel voor de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald. Deze parameters vormen een vraagcurve, die nader wordt geregeld (artikelen 8 tot 11).

Het voormelde voorstel van de netbeheerder bevat onder meer een voorstel voor de reductiefactoren, de intermediaire maximumprijs, de referentieprijs en de uitoefenprijs (artikel 6, § 2, derde lid). Die reductiefactoren (artikelen 12 tot 14), intermediaire maximumprijs (artikelen 15 tot 20), en referentieprijs en uitoefenprijs (artikelen 21 tot 25) worden nader geregeld, evenals de mogelijkheid om af te wijken van de intermediaire maximumprijs (artikelen 20bis en 20ter).

Het te nemen besluit treedt in werking op de dag van de bekendmaking ervan in het Belgisch Staatsblad (artikel 27). Bij wijze van overgangsmaatregel kan voor de eerste veiling worden afgeweken van de in het te nemen besluit vooropgestelde kalender (artikel 26).

VOORAFGAANDE OPMERKING 3. Het ontwerp is zeer technisch van aard, zodat alle finesses ervan moeilijk te doorgronden zijn.De toetsing van het ontwerp aan hogere rechtsnormen, en met name aan het recht van de Europese Unie, is dan ook niet evident.

Uit de vaststelling dat over een bepaling in dit advies niets wordt gezegd, mag daarom niet zonder meer worden afgeleid dat er niets over gezegd kan worden en, indien er wel iets over wordt gezegd, dat er niet méér over te zeggen valt. Het zal aan de Raad van State, afdeling Bestuursrechtspraak en, desgevallend, het Hof van Justitie, toekomen om zich in voorkomend geval hierover uit te spreken.

RECHTSGROND 4.1. Voor het ontwerp kan vooreerst rechtsgrond worden gevonden in artikel 7undecies, § 2, van de Elektriciteitswet. In die bepaling wordt de Koning gemachtigd om vast te stellen met welke parameters het volume van de aan te kopen capaciteit wordt bepaald (eerste lid), om de andere parameters vast te stellen die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, namelijk de reductiefactoren, de referentieprijs, de intermediaire prijslimieten die van toepassing zijn op bepaalde capaciteiten die beantwoorden aan specifieke criteria, en de uitoefenprijs (tweede lid), en om de methode en voorwaarden te bepalen om individuele uitzonderingen te verkrijgen op de toepassing van de intermediaire prijslimieten.

Voorts kan een beroep worden gedaan op de algemene uitvoeringsbevoegdheid van de Koning (artikel 108 van de Grondwet), in samenhang gelezen met artikel 7undecies, §§ 3 en 6, eerste lid, van de Elektriciteitswet. 4.2. Het voorgaande gaat ook op voor de regeling van de referentiescenario's, zoals bepaald in de artikelen 2 en 3 van het ontwerp. De gemachtigde bevestigde immers dat die referentiescenario's kunnen worden beschouwd als parameters op grond waarvan het volume van de aan te kopen capaciteit wordt bepaald, zoals bedoeld bij artikel 7undecies, § 2, eerste lid, van de Elektriciteitswet. 4.3. In artikel 6, § 1, van het ontwerp wordt bepaald dat de netbeheerder zich ervan verzekert dat het referentiescenario beantwoordt aan het vereiste niveau van bevoorradingszekerheid door "indien nodig, aan de Belgische regelzone bijkomende capaciteit toe te voegen".

Gevraagd naar de rechtsgrond voor deze bepaling antwoordde de gemachtigde: "Het betreft hier inderdaad een onderdeel van de berekeningsmethode zoals bedoeld in artikel 7undecies, § 2, eerste lid. Immers, het is niet gegarandeerd dat het geselecteerde referentiescenario zoals besloten volgens artikel 3 § 7 van het ontwerp KB voldoet aan het opgelegde niveau van bevoorradingszekerheid. Om geschikte, specifieke parameterwaarden te kunnen berekenen overeenkomstig artikel 7undecies, §§ 3-6 is het noodzakelijk dat in een volgende stap van de methodologie na de keuze van het referentiescenario desgevallend aan de Belgische regelzone bijkomende capaciteit wordt toegevoegd. Deze `toevoeging' is een praktische rekenstap in de modellering waarbij op `mechanische' wijze volgens de manier omschreven in de methodologie capaciteit wordt toegevoegd aan het gekozen referentiescenario zodat het uiteindelijk gemodelleerde Belgische energiesysteem voldoet aan de wettelijk voorziene betrouwbaarheidsnorm. Dit laat bijgevolg toe om alle parameters te berekenen op een wijze die coherent is met de beoogde situatie van het bereiken van die betrouwbaarheidsnorm.

Mocht deze stap in de berekeningsmethode niet voorzien worden zouden de verschillende parameterwaarden bedoeld in artikel 7undecies, §§ 3-6 bepaald worden op een manier die niet leidt tot het garanderen van de bevoorradingszekerheid en het doel van het mechanisme en van de wetgever dus niet bereiken." In het licht van die toelichting valt aan te nemen dat ook artikel 6, § 1, van het ontwerp rechtsgrond vindt in artikel 7undecies, § 2, eerste lid, van de Elektriciteitswet. 4.4. In artikel 26 van het ontwerp wordt bepaald dat bij wijze van overgangsmaatregel voor de eerste veiling kan "afgeweken worden van de in dit besluit vooropgestelde kalender".

Artikel 7undecies van de Elektriciteitswet bevat echter al een gedetailleerde kalenderregeling, waarbij de Koning enkel wordt gemachtigd om voor het jaar 2021 de datum van 31 maart waarop de minister bevoegd voor energie (hierna: de minister) instructie geeft aan de netbeheerder om de veilingen te organiseren, te vervangen door 30 april (artikel 7undecies, § 6, tweede lid). Aan die machtiging heeft de Koning recentelijk uitvoering gegeven.14 Meerdere bepalingen van het ontwerp strekken ertoe de in artikel 7undecies van de Elektriciteitswet vervatte kalenderregeling over te nemen.15 Vermits er, behoudens hetgeen hiervoor is vermeld, geen rechtsgrond voorhanden is om van de in die bepaling van de Elektriciteitswet vastgestelde data af te wijken, kan de in artikel 26 van het ontwerp vervatte afwijkingsmogelijkheid er niet op van toepassing zijn.

In zoverre artikel 26 van het ontwerp kan worden begrepen als een machtiging aan de minister om van de in het ontwerp bepaalde data af te wijken, hetgeen in de tekst ervan moet worden verduidelijkt, kan deze bepaling dan ook slechts doorgang vinden voor zover het toepassingsgebied ervan wordt beperkt tot de data die enkel door het te nemen besluit (en niet in artikel 7undecies van de Elektriciteitswet) zijn vastgesteld.

VORMVEREISTEN 5. Naar luid van artikel 7undecies, § 2, derde lid, van de Elektriciteitswet stelt de Koning "na raadpleging van de marktdeelnemers" de methode en de voorwaarden vast tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimieten. Uit de bij de adviesaanvraag gevoegde stukken bleek echter niet dat een dergelijke raadpleging van de marktdeelnemers heeft plaatsgevonden.

Hieromtrent om toelichting gevraagd heeft de gemachtigde het consultatieverslag overgemaakt van de Algemene Directie Energie van de FOD Economie, K.M.O., Middenstand en Energie `over de methodologie voor het bekomen van een individuele derogatie op de intermediaire maximumprijs in het kader van het CRM'.

Indien de aan de Raad van State voorgelegde tekst ten gevolge hiervan nog wijzigingen zou ondergaan, moeten de gewijzigde of toegevoegde bepalingen, ter inachtneming van het voorschrift van artikel 3, § 1, eerste lid, van de wetten op de Raad van State, alsnog aan de afdeling Wetgeving worden voorgelegd.

ALGEMENE OPMERKINGEN 6. In advies 68.506/3 van 13 januari 2021 heeft de Raad van State, afdeling Wetgeving, het volgende opgemerkt over het voorontwerp dat heeft geleid tot de wet van 15 maart 2021: "10. Een aantal potentiële juridische problemen in het voorontwerp werden door de Raad van State niet nader onderzocht, en wel om de volgende redenen. 10.1. De Europese Commissie heeft een aantal ongelijke behandelingen geïdentificeerd in het licht van de beoordeling van de verenigbaarheid van de ontworpen regeling met de staatssteunregels.16 Een van die ongelijke behandelingen, namelijk het gebruik van intermediaire prijslimieten, wordt gedeeltelijk gemilderd in het voorontwerp doordat in de mogelijkheid wordt voorzien dat de CREG ter zake individuele uitzonderingen toestaat binnen het door de Koning bepaalde kader (ontworpen artikel 7undecies, § 2, derde lid, van de Elektriciteitswet). Andere ongelijkheden, zoals de ontmoediging van de deelname van intermitterende technologieën met hoge reductiefactoren,17 lijken dan weer inherent aan de ontworpen regeling. Gelet op de nauwe samenhang met het staatssteunonderzoek, dat exclusief aan de Europese Commissie toekomt, onder toezicht van het Hof van Justitie, neemt de Raad van State hierover geen standpunt in. 10.2. Hetzelfde geldt voor de beoordeling van de verenigbaarheid van de ontworpen regeling met de artikelen 22 en 24 van verordening (EU) 2019/943, wat afhangt van de waarachtigheid van de scenario's op basis waarvan het capaciteitstekort wordt ingeschat.18 De Raad van State beschikt niet over het vereiste inzicht en de vereiste expertise om die beoordeling uit te voeren, zodat ook hier de beoordeling wordt overgelaten aan de Europese Commissie."19 Vermits de intermediaire prijslimieten, en de mogelijkheid om er een uitzondering op te bekomen, in het voor advies voorgelegde ontwerp nader worden geregeld, moet thans hetzelfde voorbehoud worden gemaakt. 7. Het ontwerp bevat een aantal bepalingen die een overname of een parafrasering vormen van bepalingen in artikel 7undecies van de Elektriciteitswet, in het bijzonder wat de bij wet vastgestelde termijnen betreft.20 Bepalingen die enkel een hogere norm in herinnering brengen door die over te nemen of te parafraseren, horen in beginsel niet thuis in een uitvoeringsregeling, onder meer omdat daardoor onduidelijkheid dreigt te ontstaan omtrent de juridische aard van de overgenomen bepalingen en erdoor verkeerdelijk de indruk wordt gewekt dat de overgenomen regels kunnen worden gewijzigd door de overheid die de regels overneemt. Enkel wanneer het voor een goed begrip van de ontworpen regeling onontbeerlijk is dat bepalingen uit een hogere rechtsnorm worden overgenomen, kan dergelijke werkwijze worden gebillijkt, en dan enkel op voorwaarde dat de oorsprong van de betrokken regels wordt vermeld (door het aanbrengen van de vermelding "overeenkomstig artikel ... van de wet van ...") en dat de overname correct en letterlijk gebeurt om geen onduidelijkheid te doen ontstaan omtrent de juiste draagwijdte ervan.

Indien de stellers van het ontwerp deze - in beginsel overbodige - herhalingen wensen te behouden, moet bijgevolg de oorsprong van de betrokken regels worden vermeld.21 Bovendien moet er in dat geval op worden toegezien dat die overname juist gebeurt, hetgeen thans niet altijd het geval is. Zo vermeldt artikel 8, § 3, van het ontwerp de in artikel 7undecies, § 6, eerste lid, van de Elektriciteitswet bepaalde datum van 31 maart, zonder rekening te houden met de mogelijkheid waarin het tweede lid van dezelfde bepaling voorziet, en waaraan inmiddels uitvoering is gegeven (zie opmerking 4.4), om deze datum te vervangen door 30 april. Die bepaling dient dan ook te worden weggelaten uit het ontwerp. 8. De stellers van het ontwerp dienen de overeenstemming tussen de Nederlandse en de Franse tekst van het ontwerp en het consequent gebruik van de gehanteerde terminologie nog eens grondig na te gaan. Zo worden in de Nederlandse tekst van artikel 5 van het ontwerp de schijnbaar verschillende begrippen "openbare raadpleging(en)" ( § 1) en "openbaar onderzoek" ( § 2) gebruikt, terwijl in de Franse tekst in beide bepalingen gewag wordt gemaakt van "consultation(s) publique(s)".

Daarnaast wordt in de Franse tekst van het ontwerp op een correcte wijze het door artikel 2, 85°, van de Elektriciteitswet gehanteerde begrip "capacité étrangère indirecte" gebruikt, maar wordt in de Nederlandse tekst van het ontwerp soms gewag gemaakt van "indirecte buitenlandse capaciteiten",22 in plaats van "onrechtstreekse buitenlandse capaciteit" zoals in artikel 2, 85°, van de Elektriciteitswet het geval is. 9. Artikel 1 van het ontwerp voorziet in een aantal definities.In de daarop volgende artikelen van het ontwerp worden de in die bepaling gedefinieerde begrippen echter niet op een consistente wijze gehanteerd.

Zo bevat, bijvoorbeeld, artikel 1, § 2, 4°, van het ontwerp een definitie van het begrip "eenheid in de capaciteitsmarkt met energiebeperking(en)", maar wordt in artikel 21, §§ 7 en 8, van het ontwerp gewag gemaakt van "eenheden met (een) energiebeperking(en)".

In de artikelen 20bis, § 16, en 20ter, § 17, van het ontwerp wordt niet het in artikel 1, § 2, 7°, van het ontwerp gedefinieerde begrip "capaciteitscontract" gehanteerd, maar wordt gewag gemaakt van een "ondertekend capaciteitscontract", en dit terwijl de voorwaarde van ondertekening al vervat is in de voormelde definitie. Hetzelfde geldt voor artikel 21, § 9, van het ontwerp, waarin eveneens elementen uit de definitie van het begrip "transactie" (artikel 1, § 2, 10°, van het ontwerp) nodeloos worden herhaald. In artikel 1, § 2, 19°, van het ontwerp wordt het begrip "verwachte niet-geleverde energie" gedefinieerd, maar dit begrip komt verder niet terug in het ontwerp;23 in artikel 11, § 2, 3°, van het ontwerp wordt wel het niet-gedefinieerde begrip "verwachte gemiddelde niet-geleverde energie" gehanteerd.

Bijgevolg moet worden nagegaan of de in artikel 1 van het ontwerp gedefinieerde begrippen consequent worden gebruikt en moet de in het ontwerp gehanteerde terminologie in het licht hiervan worden aangepast. 10. In de artikelen 5, 6, 9, 10 en 19 van het ontwerp wordt gewag gemaakt van de "jaarlijkse inframarginale inkomsten".Dat begrip wordt echter niet gedefinieerd in artikel 1 van het ontwerp. Hieromtrent om toelichting gevraagd, gaf de gemachtigde de volgende definitie: "De jaarlijkse inframarginale inkomsten zijn de inkomsten uit de energiemarkt op jaarbasis na aftrek van de marginale kosten en andere variabele kosten." Het verdient aanbeveling om die definitie op te nemen in artikel 1 van het ontwerp. 11. Ook in de artikelen 10, 16, 20, 20bis en 20ter van het ontwerp wordt een begrip gebruikt dat niet wordt gedefinieerd in artikel 1, namelijk "missing-money". Gevraagd waarom dit Engelstalige begrip niet wordt gedefinieerd in artikel 1 van het ontwerp, verklaarde de gemachtigde: "Het lijkt ons niet nodig of wenselijk om het begrip missing money bijkomend te definiëren. Het is een economisch concept dat volgens een gedetailleerde methodiek zoals voorzien in artikel 10, § 3 van het ontwerp KB wordt berekend.

Ook wordt het begrip `missing-money' verder gekaderd in de memorie van toelichting bij de wijziging van de Elektriciteitswet in april 2019, waarin wordt gesteld: `de deelnemers aan de veiling bieden een bepaald volume aan capaciteit aan in ruil voor een bepaald niveau van vergoeding. De vergoeding toegekend op basis van de veilingen, moet aan de capaciteitsleveranciers toelaten om hun kosten te dekken, rekening houdende met hun verwachte inkomsten uit de energiemarkten en de markten voor ondersteunende diensten, zodat zij worden aangemoedigd om actief te worden of te blijven op de Belgische markten. Anders gesteld, capaciteitsleveranciers zouden hun biedingen dienen te baseren op het niveau van `missing money' dat ze verwachten zonder de vergoeding komende uit het capaciteitsvergoedingsmechanisme." Hiermee kan niet worden ingestemd. Zoals blijkt uit het verslag aan de Koning, betreft het begrip "missing-money" immers een belangrijk element dat de verwachtingen ten aanzien van de biedingen van de capaciteitshouders omvat: "Het `missing money' (dat is in wezen wat van de capaciteitshouders wordt verwacht om te bieden) wordt berekend als kosten verminderd met opbrengsten. De kosten worden bepaald als de som van (1) de vaste jaarlijkse exploitatie- en onderhoudskosten, (2) de totale toekomstige geannualiseerde investeringsuitgaven die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominale referentievermogen (en derhalve niet worden beschouwd als in aanmerking komende investeringen voor het verkrijgen van een meerjarencontract), zoals bijvoorbeeld de kosten die nodig zijn voor een groot onderhoud van de installaties, die niet noodzakelijkerwijs jaarlijks plaatsvinden en (3) de variabele kosten op korte termijn (bestaande uit de brandstofkosten, de CO2-kosten en andere variabele operationele en onderhoudskosten).De in rekening genomen inkomsten zijn de inkomsten uit de energiemarkt, rekening houdend met de inschatting van de uitoefenprijs van toepassing op de betrokken technologie, en de netto inkomsten uit de markt van de ondersteunende balanceringsdiensten.

Bovendien, maar alleen voor technologieën met hoge variabele kosten, d.w.z. technologieën die niet vaak worden geactiveerd op de energiemarkt, worden de in rekening genomen kosten verhoogd met de kost van één enkele activatietest. De kost van de activatietest is in het bijzonder van belang voor deze technologieën, gezien de kans om getest te worden groot is, omdat ze niet vaak worden geactiveerd op de energiemarkt, waardoor het in rekening brengen van een de kost van een activatietest relevant is." Het verdient dan ook aanbeveling om in artikel 1 van het ontwerp te voorzien in een definitie van het begrip "missing-money". 12. In het ontwerp wordt op een verkeerde wijze verwezen naar een lid van een artikel van verordening (EU) 2019/943.24 In plaats van haakjes () of een paragraafteken te gebruiken om het desbetreffende lid aan te duiden, schrijve men "lid" gevolgd door het nummer van het lid in kwestie.

ONDERZOEK VAN DE TEKST Opschrift 13. Aangezien het ontwerp er niet toe beperkt is de parameters vast te stellen waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, en de andere parameters te bepalen die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme, verdient het aanbeveling om het opschrift aan te passen zodat het beter de inhoud van het te nemen besluit weergeeft. Aanhef 14. De aanhef moet worden aangepast aan hetgeen hiervoor over de rechtsgrond voor het ontwerp is opgemerkt.Zo moet in het tweede lid van de aanhef bijkomend worden verwezen naar artikel 7undecies, §§ 3 en 6, eerste lid, van de Elektriciteitswet.

Artikel 1 15.1. De definitie van het begrip "Verordening (EU) 2019/943" in artikel 1, § 2, 2°, van het ontwerp moet worden weggelaten, vermits artikel 2, 88°, van de Elektriciteitswet reeds in een definitie van hetzelfde begrip voorziet en die definitie overeenkomstig artikel 1, § 1, van het ontwerp van overeenkomstige toepassing is op het te nemen besluit. 15.2. In artikel 1, § 2, 14°, van het ontwerp wordt het begrip "maximumprijs" als volgt gedefinieerd: "de maximale hoogte van een bod en de maximale vergoeding die voor een bod kan worden verkregen;" Die definitie lijkt derhalve twee verschillende elementen te omvatten, namelijk hoe hoog kan worden geboden en de maximale vergoeding.

Hieromtrent om toelichting gevraagd, verklaarde de gemachtigde: "Deze omschrijving van de definitie is met name relevant in de context van de veilingmethode. Momenteel is in de Elektriciteitswet gekozen voor een pay-as-bid-methode, hetgeen inhoudt dat de marktpartij, bij selectie in de veiling, de vergoeding krijgt die hij heeft ingeboden.

In het tegenovergestelde geval, indien er een pay-as-cleared methode zou gelden, krijgt elke marktpartij, bij selectie in de veiling, de hoogste prijs die aan een geselecteerde marktpartij werd toegekend (de clearing price).

De maximumprijs wordt in het ontwerp besluit gedefinieerd als volgt: `14° 'maximumprijs': de maximale hoogte van een bod en de maximale vergoeding die voor een bod kan worden verkregen;' Door expliciet te stellen dat het zowel een maximale biedprijs als een maximale vergoeding betreft, wordt met deze definitie een foutieve interpretatie en verwarring met betrekking tot de interpretatie en de gevolgen ervan vermeden.

Die extra duidelijkheid in de definitie is wenselijk omdat het concept van een maximumprijs ook in andere landen met een gelijksoortig mechanisme bestaat maar er soms ook andere, beperktere invullingen kan hebben. Dit is in het bijzonder relevant voor de toepassing zoals bedoeld door de wetgever van het concept `intermediaire maximumprijs' waarbij het van belang is geen verwarring te laten dat het zowel het beperken van de biedprijs als de vergoeding betreft, ook wanneer eventueel een andere methode dan de huidige voorziene `pay-as-bid'-methode wordt gehanteerd zoals mogelijk geacht overeenkomstig artikel 7 undecies, § 10, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (`elektriciteitswet')." In het licht van die toelichting lijkt het raadzaam het woord "en" in artikel 1, § 2, 14°, van het ontwerp te vervangen door de zinsnede "die samenvalt met". 15.3. In de definitie van het begrip "dagelijks programma" in artikel 1, § 2, 15°, van het ontwerp wordt verwezen naar "deel (a) van artikel II.4 § 1 van de voorwaarden voor de programma-agent".

Hierover om toelichting gevraagd verklaarde de gemachtigde: "Met `deel (a) van artikel II.4 § 1 van de voorwaarden voor de programma-agent' wordt gedoeld op specifieke bepalingen van de typeovereenkomst van de programma-agent waarin modaliteiten en voorwaarden zijn opgenomen die van toepassing zijn op de programma-agent zoals beschreven in artikel 249 van het koninklijk besluit van 22 april 2019 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna kortweg `het FTR').

Een programma-agent (scheduling agent of hierna: `SA') is een entiteit of zijn entiteiten die als taak hebben netbeheerders of, indien van toepassing, derden te voorzien van programma's van marktdeelnemers.

Artikel 110 (3) en 110 (4) van de Verordening (EU) 2017/1485 van de Europese Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen (hierna `SOGL' genoemd) bepaalt dat voor elke elektriciteitsproductie-installatie en elke verbruikersinstallatie, die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, de betrokken eigenaar een SA benoemt of zelf optreedt als SA. Elke marktdeelnemer en shipping agent die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, benoemt of treedt op als SA. In het kader van deze voorwaarden voor de programma-agent zijn bovendien ook de artikelen 40, 46, 49 en 52 van de SOGL relevant die rechtstreeks van toepassing zijn op de gegevensuitwisseling tussen de netgebruikers en de netbeheerder, waaronder ook de prognosegegevens en realtimegegevens betreffende de hoeveelheid en beschikbaarheid van opgewekt werkzaam vermogen en werkzaam vermogensreserve, op day-ahead en intraday-basis.

In uitvoering van artikel 6.5 van de SOGL bepaalt artikel 4, § 1, 6° van het FTR dat de modaliteiten en voorwaarden op te stellen voor de programma-agentovereenkomst, ter goedkeuring aan de CREG moeten worden voorgelegd. Artikel 242, van het FTR introduceert de regels betreffende de planning van de niet beschikbaarheden.

Artikel II.4 van voornoemde typeovereenkomst van de programma-agent bevat de voorwaarden voor technische eenheden[1]. Deel (a) van artikel II.4 § 1 verwijst in het bijzonder naar `een Technische Eenheid (een Elektriciteitsproductie-Eenheid of Energieopslaginstallatie) met een Pmax Tech van minstens 25 MW, die rechtstreeks (of via een CDS) is aangesloten op het Elia-Net'. [1]https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/ Decisions/B2057NL.pdf".

Aangezien de door de netbeheerder opgestelde typeovereenkomst in de toekomst kan worden gewijzigd en in het licht van de definitie van "Federaal Technisch Reglement" in artikel 1, § 2, 25°, van het ontwerp, verdient het aanbeveling om de zinsnede "deel (a) van artikel II.4 § 1 van de voorwaarden voor de programma-agent" te vervangen door de zinsnede "de typeovereenkomst van de programma-agent bedoeld in artikel 249 van het Federaal Technisch Reglement". De verwijzing verder in de definitie van het begrip "dagelijks programma" naar de artikelen 246 tot 252 en 377 van dat reglement lijkt dan te kunnen worden weggelaten. Hetzelfde geldt voor de zinsnede ", en verstrekt aan de netbeheerder in day-ahead en geactualiseerd in overeenstemming met de regels uit de voorwaarden", aangezien het gaat om een gedeeltelijke parafrasering van artikel 249, § 3, van het voormelde federaal technisch reglement. 15.4. In artikel 1, § 2, 17°, van het ontwerp schrijve men "zoals gedefinieerd in artikel 2, 26, van verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer". 15.5. De definitie van het begrip "niet in aanmerking komende capaciteit" in artikel 1, § 2, 21°, van het ontwerp moet worden aangevuld met de zinsnede ", van de wet van 29 april 1999". 15.6. Voor de definitie van het begrip "gekoppelde capaciteiten" in artikel 1, § 2, 27°, van het ontwerp wordt verwezen naar de definitie van hetzelfde begrip in het nog te nemen koninklijk besluit "tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor de in aanmerking komende investeringskosten, vastgesteld overeenkomstig artikel 7undecies, § 9 van de wet van 29 april 1999".25 Het zou de leesbaarheid van het ontwerp evenwel ten goede komen indien de in dat besluit vervatte definitie hier wordt hernomen. Indien dit niet gebeurt, zal er alleszins voor moeten worden gezorgd dat beide besluiten gelijktijdig in werking treden.

Artikel 3 16. In artikel 3, § 7, van het ontwerp wordt aan de minister de bevoegdheid verleend om te bepalen welke set van gegevens en hypotheses moet worden geselecteerd als het referentiescenario. Een delegatie aan een minister kan enkel betrekking hebben op bijkomstige of detailmatige aangelegenheden. De ontworpen bepaling verleent aan de minister een beleidsruimte die veel verder gaat. De keuze voor een bepaald referentiescenario vormt immers, overeenkomstig artikel 24, lid 1, van verordening (EU) 2019/943, een beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening en is dus cruciaal voor het bepalen van het volume van de vereiste capaciteit in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme waarin artikel 7undecies van de Elektriciteitswet voorziet.

Bijgevolg kan deze aangelegenheid niet aan de minister worden overgelaten en moet de machtiging vervat in artikel 3, § 7, van het ontwerp worden weggelaten.

Artikel 4 17.1. In artikel 57, lid 4, van richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 `betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot wijziging van Richtlijn 2012/27/EU' wordt bepaald dat de lidstaten de onafhankelijkheid van de regulerende instantie waarborgen en ervoor zorgen dat zij haar bevoegdheid op onpartijdige en transparante wijze uitoefent. Dit vereiste staat evenwel niet "[e]ventuele nauwe samenwerking met andere bevoegde nationale instanties of de toepassing van algemene beleidsrichtsnoeren van de overheid die geen verband houden met de in artikel 59 genoemde reguleringstaken" in de weg.

Volgens punt a) van het vijfde lid van dat artikel waken de lidstaten er, om de onafhankelijkheid van de regulerende instantie te beschermen, over dat die instantie zelfstandig besluiten kan nemen, onafhankelijk van enig politiek orgaan.

In artikel 4, § 1, van het ontwerp wordt bepaald dat de CREG in samenwerking met de netbeheerder een voorstel opstelt van de in die bepaling vermelde intermediaire waarden. Die intermediaire waarden worden echter niet door de CREG maar door de minister vastgesteld. (artikel 4, § 3, van het ontwerp). De aan de CREG verleende bevoegdheid om een voorstel op te stellen lijkt ook geen verband te houden met de in artikel 59 van richtlijn (EU) 2019/944 genoemde reguleringstaken.

Voor zover duidelijk is dat de CREG niet gebonden is door de standpunten die de netbeheerder formuleert in het kader van de samenwerking waarin artikel 4, § 1, van het ontwerp voorziet, kan de ontworpen regeling dan ook worden aanvaard. 17.2. Naar luid van artikel 4, § 2, van het ontwerp omvat het voorstel dat de CREG opstelt van de in paragraaf 1 vermelde intermediaire waarden "de gewogen gemiddelde kost van kapitaal die in aanmerking genomen is in § 1, 1° ".

In punt 1° van paragraaf 1, waarnaar wordt verwezen, wordt evenwel gewag gemaakt van "de brutokost van een nieuwkomer van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën, bedoeld in artikel 10, § 4". Hieromtrent om toelichting gevraagd, verklaarde de gemachtigde dat de "kost van kapitaal" niet samenvalt met de "brutokost van een nieuwkomer". Dit zou beter tot uiting moeten komen in artikel 4, § 2, van het ontwerp.

Artikel 6 18. In artikel 6, § 2, derde lid, 3° en 4°, van het ontwerp moet telkens worden verwezen naar "hoofdstuk 8" (in plaats van "Hoofdstuk 7"). Artikel 15 19. Artikel 15 van het ontwerp omvat louter een definitie van het begrip "intermediaire maximumprijs".Die definitie kan beter worden opgenomen in artikel 1, § 2, van het ontwerp.

Artikel 20 20. Aangezien artikel 20 van het ontwerp niet is ingedeeld in meerdere paragrafen, dient de vermelding " § 1." te worden weggelaten.

Artikelen 20bis en 20ter 21.1. De artikelen 20bis en 20ter van het ontwerp moeten worden hernummerd tot de artikelen 21 en 22 en de nummering van de daaropvolgende artikelen moet worden aangepast. Een nummering met "...bis." en "...ter." dient alleen voor artikelen die worden ingevoegd tussen bestaande artikelen.26 21.2. In artikel 20bis, § 2, eerste lid, van het ontwerp moet worden verwezen naar "artikel 7undecies, § 10, eerste lid, van de wet van 29 april 1999" (in plaats van "artikel 7undecies, paragraaf 10 van de wet van 29 april 1999") en moet, rekening houdend met de inhoud van die bepaling, in de Franse tekst het woord "autorisés" worden vervangen door het woord "admises". 21.3. Uit artikel 20bis, § 2, tweede lid, van het ontwerp vloeit voort dat de CREG de vormvereisten opmaakt voor de aanvraag van de derogatie van de intermediaire maximumprijs. Er wordt evenwel niet bepaald op welke wijze die vormvereisten worden bekendgemaakt. Hieromtrent om toelichting gevraagd, verklaarde de gemachtigde dat de zinsnede "op de website van de commissie" in die bepaling zal worden ingevoegd.

Hiermee kan worden ingestemd. Het verdient dan wel aanbeveling om eenzelfde zinsnede in te voegen in artikel 20ter, § 2, tweede lid, van het ontwerp.

De griffier, De voorzitter, Annemie GOOSSENS Wilfried VAN VAERENBERGH _______ Nota's 1 Met name door het koninklijk besluit van 25 maart 2021 `tot bepaling voor het jaar 2021 van 30 april 2021 als uiterlijke datum waarop de minister aan de netbeheerder de instructie geeft tot organisatie van de veiling bedoeld in artikel 7undecies, § 6, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt'. 2 Zie bijvoorbeeld de artikelen 6, § 2, eerste lid, 7 en 8 van het ontwerp. 3 Voetnoot 15 van het aangehaalde advies: Besluit van de Commissie van 21 september 2020, "Steunmaatregel SA.54915 (2019/N) - Capaciteitsvergoedingsmechanisme", Pb 2020, C 346/27, overwegingen 221 tot 227. 4 Voetnoot 16 van het aangehaalde advies: Ibid., overwegingen 209 en 210. 5 Voetnoot 17 van het aangehaalde advies: Ibid., overwegingen 237 tot 245. 6 Adv.RvS 68.506/3 van 13 januari 2021 over een voorontwerp dat heeft geleid tot de wet van 15 maart 2021, Parl.St. Kamer 2020-21, nr. 55-1779/001, 63. 7 Zie bijvoorbeeld de artikelen 6, § 2, eerste lid, 7 en 8 van het ontwerp 8 Zo zou in artikel 7 van het ontwerp moeten worden verwezen naar artikel 7undecies, § 3, vierde lid, van de Elektriciteitswet. In artikel 8, § 2, van het ontwerp zou moeten worden verwezen naar artikel 7undecies, § 5, van dezelfde wet. 9 Zie bijvoorbeeld de artikelen 6, § 2, tweede lid, 3°, en 14 van het ontwerp. 10 In de Nederlandse tekst van artikel 6, § 2, tweede lid, 7°, van het ontwerp wordt wel gewag gemaakt van "verwachte niet geleverde energie" (zonder gedachtestreepje). 11 Zie de artikelen 3, § 2, 6, § 2, eerste lid, 10, §§ 4 en 6, 14, § 2, 17, § 1, 19, § 2, 3°, 20bis, § 10, en 20ter, § 9, van het ontwerp. 12 Allicht wordt het koninklijk besluit `tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor het in aanmerking komen van investeringskosten' bedoeld, waaromtrent de Raad van State heden 69.021/3 geeft. 13 Beginselen van de wetgevingstechniek - Handleiding voor het opstellen van wetgevende en reglementaire teksten, Raad van State, 2008, nr. 53, te raadplegen op de internetsite van de Raad van State (www.raadvst-consetat.be).

28 APRIL 2021. - Koninklijk besluit tot vaststelling van de paramaters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, en van de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, alsook de methode en voorwaarden tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en) in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme FILIP, Koning der Belgen, Aan allen die nu zijn en hierna wezen zullen, Onze Groet.

Gelet op de Grondwet, artikel 108;

Gelet op de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, artikel 7undecies, §§ 2, 3 en 6, eerste lid, ingevoegd door de wet van 15 maart 2021 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en tot wijziging van de wet van 22 april 2019 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, teneinde een capaciteitsvergoedingsmechanisme in te stellen;

Gelet op de verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit;

Gelet op het voorstel van de netbeheerder betreffende de parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, d.w.z. de reductiefactoren, de referentieprijs, de intermediaire prijslimiet(en) die van toepassing is / zijn op bepaalde capaciteiten die beantwoorden aan specifieke criteria, en de uitoefenprijs, inclusief hun berekeningsmethode, genaamd "Finaal voorstel van Koninklijk Besluit tot vaststelling van de methodologie voor capaciteitsberekening en parameters voor de veilingen in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme", van 18 december 2019, bepaald na raadpleging van de marktdeelnemers en na het advies (A)2030 van de commissie van 6 december 2019;

Gelet op het voorstel E(2064) van 24 maart 2020 van de commissie betreffende de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, genaamd "Voorstel over de parameters waarmee de hoeveelheid in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte capaciteit wordt bepaald", gedaan na raadpleging van de marktspelers;

Gelet op het advies van de Algemene Directie Energie van 17 april 2020 op ontwerpvoorstel E(2064) van de CREG over de parameters waarmee de hoeveelheid in het kader van het capaciteitsmechanisme aangekochte capaciteit wordt bepaald, opgesteld na openbare raadpleging;

Gelet op het verslag van de Algemene Directie Energie van 7 april 2021 over de publieke raadpleging over een methodologie tot het bekomen van een individuele derogatie op de intermediaire prijslimiet;

Gelet op het advies van de Inspecteur van Financiën, gegeven op 5 maart 2021;

Gelet op het akkoord van de staatssecretaris van Begroting van 9 maart 2021;

Gelet op de regelgevingsimpactanalyse uitgevoerd op 7 maart 2021 overeenkomstig de artikelen 6 en 7 van de wet van 15 december 2013 houdende diverse bepalingen inzake administratieve vereenvoudiging;

Gelet op advies 69.020/3 van de Raad van State, gegeven op 13 april 2021, in toepassing van artikel 84, § 1, eerste lid, 2°, van de wetten op de Raad van State gecoördineerd op 12 januari 1973;

Op de voordracht van de Minister van Energie en op advies van Onze in Raad vergaderde Ministers, Hebben Wij besloten en besluiten Wij : HOOFDSTUK 1. - Definities

Artikel 1.§ 1. De definities vervat in artikel 2 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, hierna te noemen "de wet van 29 april 1999", zijn van toepassing op dit besluit. § 2. Voor de toepassing van dit besluit wordt verstaan onder : 1° "werkingsregels" : de regels bedoeld in artikel 7undecies, § 12, van de wet van 29 april 1999;2° "Verordening (EU) 2019/943" : Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en van de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne elektriciteitsmarkt;3° "eenheid in de capaciteitsmarkt" : een capaciteit ("individuele eenheid") of meerdere gegroepeerde capaciteiten ("geaggregeerde eenheid"), gebruikt om de opeenvolgende fasen van het capaciteitsvergoedingsmechanisme ("CRM") te doorlopen, meer bepaald de prekwalificatiefase en vervolgens een transactie en dit met het doel om de dienst te leveren;4° "eenheid in de capaciteitsmarkt met energiebeperking(en)" : een eenheid in de capaciteitsmarkt met een dagelijkse limiet van uren waarin ze energie kan leveren of haar vraag kan beperken;5° "dienst" : de rechten en verplichtingen van een capaciteitsleverancier met betrekking tot de capaciteitslevering, zoals vastgelegd in de werkingsregels en in het capaciteitscontract;6° "dienstverleningsniveau" : het dienstverleningsniveau per kalenderjaar van een eenheid in de capaciteitsmarkt met (een) energiebeperking(en), zoals bepaald in het capaciteitscontract;7° "capaciteitscontract" : het tussen de capaciteitsleverancier en de netbeheerder ondertekende contract in overeenstemming met artikel 7undecies, § 11 van de wet van 29 april 1999;8° "capaciteit" : het aan een leveringspunt verbonden vermogen;9° "gecontracteerde capaciteit" : de capaciteit van een eenheid in de capaciteitsmarkt die het voorwerp is geweest van een transactie op de primaire of de secundaire markt (zoals gedefinieerd in de werkingsregels);10° "transactie" : een akkoord over de contractuele rechten en verplichtingen die uit de dienst voortvloeien, afgesloten tussen een capaciteitsleverancier en de netbeheerder op de primaire of secundaire markt (zoals gedefinieerd in de werkingsregels) op basis van een capaciteitscontract, op een transactiedatum, geïdentificeerd door een transactienummer, gekoppeld aan de gecontracteerde capaciteit, en dat een transactieperiode bestrijkt (zoals gedefinieerd in de werkingsregels);11° "nominaal referentievermogen" : het maximale vermogen van een capaciteit dat in het capaciteitsvergoedingsmechanisme kan worden aangeboden.Het nominaal referentievermogen van een geaggregeerde eenheid komt overeen met de som van de nominale referentievermogens van elke capaciteit die er deel van uitmaakt; 12° "aggregatie" : een functie uitgevoerd door een natuurlijke persoon of een rechtspersoon die meerdere belastingen van elektriciteitsconsumptie of -productie van verschillende afnemers met het oog op de verkoop, aankoop of de veiling op een elektriciteitsmarkt combineert;13° "gesimuleerde tekortsituatie" : een situatie, gebaseerd op een simulatie, waarin de lading niet kan worden gedekt of waarbij de lading niet zou kunnen worden gedekt in geval van een bijkomende lading van 1MW, door het geheel van de productiemiddelen ter beschikking van het Belgische elektriciteitsnet, rekening houdend met de invoermogelijkheden en de energie beschikbaar op de markt;14° "maximumprijs" : de maximale hoogte van een bod die samenvalt met de maximale vergoeding die voor een bod kan worden verkregen; 15° "dagelijks programma" : het productieprogramma van een eenheid in de capaciteitsmarkt (in MW), gegeven op kwartierbasis, opgelegd door deel (a) van artikel II.4 § 1 van de voorwaarden voor de programma-agent, uitgewerkt door de netbeheerder in overeenstemming met de artikelen 46, 49 en 52 van Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen, en artikel 246 tot 252 en artikel 377 van het federaal technisch reglement, en verstrekt aan de netbeheerder in day-ahead en geactualiseerd in overeenstemming met de regels uit de voorwaarden; 16° "piekuren" : de uren van 08.00 u. (CET) tot 20.00 u. (CET) van elke dag, met uitzondering van de weekends en de Belgische feestdagen; 17° "eenvormige day-aheadkoppeling" : de eenvormige day-aheadkoppeling zoals gedefinieerd in artikel 2, 26, van verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer;18° "NEMO" : een benoemde elektriciteitsmarktbeheerder met toepassing van de Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer;19° "verwachte niet-geleverde energie" : de inschatting van de jaarlijkse vraag die niet kan worden gedekt met de op de energiemarkt beschikbare middelen, uitgedrukt in MWh;20° "beoogd volume" : het volume dat vereist is om aan het niveau van bevoorradingszekerheid bedoeld in artikel 7undecies, § 7, eerste en tweede lid, van de wet van 19 april 1999 te voldoen voor een bepaalde periode van capaciteitslevering, zonder rekening te houden met de niet in aanmerking komende capaciteit en de tijdens vorige veilingen gecontracteerde capaciteit;21° "niet in aanmerking komende capaciteit" : de capaciteit die niet voldoet aan de ontvankelijkheidscriteria bedoeld in artikel 7undecies, § 8 van de wet van 29 april 1999;22° "bij vorige veilingen gecontracteerde capaciteit" : de capaciteit die tijdens een eerdere veiling is gecontracteerd en waarvan het capaciteitscontract de periode van capaciteitslevering bestrijkt waarop de nieuwe veiling betrekking heeft;23° "brutokost van een nieuwkomer" : de som van de geannualiseerde investeringskosten en de vaste jaarlijkse exploitatie- en onderhoudskosten van een technologie, uitgedrukt in €/MW/jaar;24° "nettokost van een nieuwkomer" : het deel van de brutokost van een nieuwkomer dat naar verwachting onder normale marktomstandigheden niet gerecupereerd kan worden door marktinkomsten, uitgedrukt in €/MW/jaar;25° "Federaal Technisch Reglement" : het Koninklijk Besluit van 22 april 2019 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe;26° "derogatieaanvrager" : elke persoon die, met het oog op deelname aan een veiling zoals bedoeld in artikel 2, 73° van de wet van 29 april 1999, een aanvraag indient tot derogatie van de intermediaire maximumprijs die door de minister is vastgesteld in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999;27° "gekoppelde capaciteiten" : capaciteiten die op dezelfde geografische locatie zijn gevestigd, waartussen een verband van noodzaak en technische samenhang bestaat en die niet kunnen worden geaggregeerd omwille van hun verplichting om een dagelijks programma te verstrekken;28° "jaarlijkse inframarginale inkomsten" : inkomsten uit de energiemarkt op jaarbasis na aftrek van de marginale kosten en andere variabele kosten;29° "missing money" : de jaarlijkse vergoeding die de capaciteitsleverancier toelaat zijn geannualiseerde kosten te dekken, rekening houdend met de inkomsten op jaarbasis uit de energiemarkt, de markten voor ondersteunende diensten en eventuele andere relevante inkomsten. HOOFDSTUK 2. - Bepaling van het referentiescenario en de intermediaire waarden om de hoeveelheid aan te kopen capaciteit en de veilingparameters te berekenen

Art. 2.§ 1. De netbeheerder maakt zijn verslag en zijn voorstel bedoeld in artikel 7undecies, § 3, van de wet van 29 april 1999 en zoals beschreven in artikel 7, § 2 op basis van een referentiescenario, bedoeld in artikel 3, § 7 en de intermediaire waarden, bedoeld in artikel 4, op. § 2. De commissie doet haar voorstel bedoeld in artikel 7undecies, § 4, van de wet van 29 april 1999, op basis van datzelfde referentiescenario en dezelfde intermediaire waarden.

Art. 3.§ 1. De netbeheerder maakt, in samenwerking met de Algemene Directie Energie en in overleg met de commissie, een selectie van één of meerdere scenario's en gevoeligheden volgens de stappen beschreven in artikel 4, §§ 2 tot en met 4. § 2. Uit de op het ogenblik van de selectie meest recent beschikbare Europese beoordeling bedoeld in artikel 23 van Verordening (EU) 2019/943 en/of de nationale beoordeling bedoeld in artikel 24 van Verordening (EU) 2019/943, worden één of meerdere scenario's en gevoeligheden geselecteerd. Deze selectie omvat minstens het Europese centrale referentiescenario bedoeld in artikel 23, lid 1, 5, b) van Verordening (EU) 2019/943. Tot zolang deze beoordelingen nog niet beschikbaar zijn, wordt een selectie gemaakt uit andere beschikbare studies. § 3. De gegevens en hypothesen waaruit deze scenario's en gevoeligheden zijn opgebouwd worden geactualiseerd op basis van de meest recente relevante informatie. § 4. Daarnaast kunnen andere gevoeligheden gedefinieerd worden die een impact kunnen hebben op de bevoorradingszekerheid in België, met inbegrip van gebeurtenissen buiten de Belgische regelzone. § 5. De geselecteerde scenario's en gevoeligheden, inclusief de gegevens en hypothesen waaruit ze zijn opgebouwd, worden onderworpen aan een openbare raadpleging bedoeld in artikel 5. § 6. Op basis van het consultatierapport en in het bijzonder de informatie die betrekking heeft op artikel 5, § 2, 1° en 2° maakt de commissie een voorstel op voor de Minister van de te weerhouden set van gegevens en hypotheses, die samen een voorstel van referentiescenario vormen.

De Algemene Directie Energie formuleert een advies op dit voorstel. § 7. Rekening houdend met het voorstel van de commissie, de aanbevelingen van de netbeheerder en het advies van de Algemene Directie Energie, beslist de Minister, bij besluit vastgesteld na overleg in ministerraad vanaf de beslissing genomen in 2021, ten laatste op 15 september van het jaar voorafgaand aan de veiling welke set van gegevens en hypotheses moet worden geselecteerd als het referentiescenario. De Minister kan hierbij afwijken van het voorstel van de commissie mits passende motivatie

Art. 4.§ 1. De commissie stelt in samenwerking met de netbeheerder een voorstel op van de volgende intermediaire waarden : 1° de brutokost van een nieuwkomer van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën, bedoeld in artikel 10, § 4;2° de correctiefactor X, die toelaat de maximumprijs te bepalen, zoals bedoeld in artikel 10, § 8 en 9, en die toelaat het maximale volume tegen de maximumprijs te berekenen, door het niveau van bevoorradingszekerheid aan te passen, zoals bedoeld in artikel 11, § 2, 1°. § 2. Het voorstel wordt onderworpen aan een openbare raadpleging gedurende minimaal één maand en wordt aangepast in functie van de resultaten ervan. Dit voorstel omvat eveneens de gewogen gemiddelde kost van kapitaal die in aanmerking genomen is in paragraaf 1, 1°, teneinde de brutokost van een nieuwkomer te berekenen. § 3. De intermediaire waarden worden uiterlijk op 15 september van elk jaar vastgelegd door de Minister op basis van het voorstel van de commissie en diens consultatieverslag. De Minister kan hierbij afwijken van het voorstel van de commissie mits passende motivatie.

Art. 5.§ 1. De netbeheerder organiseert een of meerdere openbare raadpleging(en) met het oog op de opmaak van zijn verslag en zijn voorstel bedoeld in artikel 7undecies, § 3, derde lid van de wet van 29 april 1999, gedurende een periode van ten minste één maand.

De netbeheerder informeert de marktdeelnemers over het houden van deze raadpleging(en). § 2. De volgende onderwerpen worden ten minste aan openbare raadpleging onderworpen : 1° de actualisatie van de gegevens en hypothesen van het scenario of de scenario's en de gevoeligheden zoals bedoeld in artikel 3, § 3;2° de relevantie van de gevoeligheden bedoeld in artikel 3, § 4, inclusief de gegevens en hypothesen waaruit ze zijn opgebouwd;3° het type bijkomende capaciteit bedoeld in artikel 6, § 1;4° de publieke bronnen van de scenario's voor de jaren na het leveringsjaar waaruit de invoergegevens gebruikt worden voor de berekening van de jaarlijkse inframarginale inkomsten, bedoeld in artikel 10, § 6;5° de beperkte lijst van bestaande technologieën die redelijkerwijs beschikbaar zullen zijn, en die in aanmerking komen voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs, bedoeld in artikel 18, § 1. § 3. De netbeheerder maakt een consultatierapport, inclusief aanbevelingen, en alle documenten die hij in het kader van de openbare raadpleging(en) ontvangt, over aan de minister, aan de Algemene Directie Energie en aan de commissie. HOOFDSTUK 3. - Netbeheerdersverslag

Art. 6.§ 1. De netbeheerder verzekert zich ervan dat het referentiescenario zoals bepaald volgens artikel 3 § 7 beantwoordt aan het niveau van bevoorradingszekerheid dat worden geëist door artikel 7undecies, § 7, eerste en tweede lid, van de wet van 29 april 1999 door, indien nodig, aan de Belgische regelzone bijkomende capaciteit toe te voegen : 1° afkomstig van de volgens artikel 10 voorgeselecteerde types van capaciteit die voorgesteld worden door de netbeheerder ter openbare raadpleging bedoeld in artikel 5 en daarna door de netbeheerder in samenwerking met de Algemene Directie Energie en in overleg met de commissie gekozen worden;2° op een iteratieve manier op basis van een economische optimalisatielus op basis van incrementele stappen ten belope van deze zoals toegepast in de meest recent beschikbare Europese of nationale beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, bedoeld in de artikelen 23 en 24 van Verordening (EU) 2019/943, en van maximaal 100 MW. § 2. Op basis van het volgens artikel 3 § 7 geselecteerde referentiescenario, waar van toepassing aangepast volgens artikel 6, § 1, en met toepassing van de methodologie zoals bedoeld in artikel 23, lid 5 van Verordening (EU) 2019/943 voor zover van toepassing, maakt de netbeheerder het in artikel 7undecies, § 3 van de wet van 29 april 1999 bedoelde verslag en voorstel op tegen ten laatste 15 november van het jaar voorafgaand aan de veiling, overeenkomstig artikel 7 undecies, § 3, derde lid van de wet van 29 april 1999.

Het verslag bevat minstens de volgende informatie en berekeningen : 1° het noodzakelijke capaciteitsvolume en het aantal uren tijdens dewelke deze capaciteit gebruikt zal worden ten behoeve van de toereikendheid, aan de hand van de duurcurve van de vraag, bedoeld in artikel 11, § 5, waaruit bovendien de daarmee samenhangende capaciteit, die gemiddeld minder dan 200 draaiuren heeft per jaar teneinde de totale piekcapaciteit af te dekken, afgeleid kan worden;2° de informatie waarover de netbeheerder beschikt inzake de hoeveelheid niet in aanmerking komende capaciteit;3° voor elke aangrenzende Europese lidstaat, de maximale beschikbare toegangscapaciteit voor de deelname van de onrechtstreekse buitenlandse capaciteiten, bedoeld in artikel 14;4° de jaarlijkse inframarginale inkomsten voor de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën, bedoeld in artikel 10, § 6;5° het gemiddelde elektriciteitsverbruik in gesimuleerde tekortsituaties, bedoeld in artikel 11, § 2, 1° ;6° het volume dat overeenkomt met de nood voor de regeling van het evenwicht, bedoeld in artikel 11, § 2, 2° ;7° de gemiddelde waarde voor verwachte niet-geleverde energie in gesimuleerde tekortsituaties, bedoeld in artikel 11, § 2, 3°. Het voorstel betreft : 1° een voorstel voor de reductiefactoren overeenkomstig Hoofdstuk 5;2° een voorstel voor de intermediaire maximumprijs overeenkomstig Hoofdstuk 6;3° een voorstel voor de bepaling van de referentieprijs overeenkomstig Hoofdstuk 8;4° een voorstel voor de uitoefenprijs overeenkomstig Hoofdstuk 8;5° een voorstel voor het maximale volume aan capaciteit dat in het kader van de betreffende veiling kan gecontracteerd worden met alle houders van niet bewezen capaciteit.

Art. 7.De commissie geeft, overeenkomstig artikel 7undecies, § 3, vierde lid van de wet van 29 april 1999, ten laatste tegen 1 februari van het jaar van de veiling een advies aan de minister over het voorstel van de netbeheerder bedoeld in artikel 6, § 2, derde lid. HOOFDSTUK 4. - Parameters die de aan te kopen hoeveelheid capaciteit bepalen

Art. 8.§ 1. De commissie doet ten laatste tegen 1 februari van het jaar van de veiling, overeenkomstig artikel 7undecies, § 4, van de wet van 29 april 1999, een voorstel aan de Minister voor de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, op basis van het in artikel 6 § 2 bedoelde netbeheerdersverslag, en de in de artikelen 9, 10 en 11 bedoelde methodologie. Deze parameters vormen samen een vraagcurve die overeenkomstig artikel 7undecies, § 7, van de wet van 29 april 1999, verzekert dat de betrouwbaarheidsnorm in het beoogde leveringsjaar bereikt wordt. Dit voorstel bevat eveneens een voorstel voor het minimale volume dat moet worden gereserveerd voor de veiling die één jaar voor de periode van capaciteitslevering plaatsvindt. § 2. Uiterlijk op 1 maart van ieder jaar, overeenkomstig artikel 7undecies, § 5, van de wet van 29 april 1999, geven de Algemene Directie Energie en de netbeheerder een advies aan de minister over het voorstel van de commissie. § 3. De Minister geeft de instructie zoals bedoeld in artikel 7undecies, § 6, van de wet van 29 april 1999.

Art. 9.§ 1. De vraagcurve is een reeks punten waarvan de waarden worden gekenmerkt door twee assen : 1° de abscis-as vertegenwoordigt het volume en wordt uitgedrukt in MW;2° de ordinaat-as vertegenwoordigt de prijs en wordt uitgedrukt in €/MW/jaar. De vraagcurve wordt opgebouwd met behulp van drie referentiepunten - A, B en C - die bepaald worden aan de hand van twee prijsparameters, die berekend worden in overeenstemming met artikel 10, en twee volumeparameters, die berekend worden in overeenstemming met artikel 11.

Punt B heeft tot doel ervoor te zorgen dat het niveau van bevoorradingszekerheid bedoeld in artikel 7undecies, § 7 van de wet van 29 april 1999, wordt bereikt. Het wordt gekenmerkt door : 1° het op een veiling vereist volume op de abscis;2° de nettokost van een nieuwkomer op de ordinaat. Punt A wordt gekenmerkt door : 1° voor veilingen één jaar voor de periode van capaciteitslevering : het op een veiling vereist volume op de abscis;2° voor veilingen vier jaar voor de periode van capaciteitslevering : het maximale volume dat gecontracteerd kan worden tegen de maximumprijs op de abscis;3° de maximumprijs op de ordinaat. Punt C wordt gekenmerkt door : 1° het op een veiling vereist volume op de abscis;2° een nul-kost op de ordinaat. § 2. De vorm van de vraagcurve verschilt voor veilingen vier jaar en één jaar voor de periode van capaciteitslevering : 1° voor veilingen één jaar voor de periode van capaciteitslevering wordt de vraagcurve gekenmerkt door : a) een verticale rechte door de punten A, B en C, zoals gedefinieerd in paragraaf 1;b) een horizontale lijn, gelijk aan de maximumprijs;2° voor veilingen vier jaar voor de periode van capaciteitslevering wordt de vraagcurve gekenmerkt door : a) een verticaal segment tussen de punten B en C;b) een lineair segment tussen de punten A en B;c) een horizontaal segment dat de ordinaat-as met punt A verbindt.

Art. 10.§ 1. De vraagcurve wordt bepaald aan de hand van twee prijsparameters : 1° de nettokost van een nieuwkomer;2° de maximumprijs. § 2. De nettokost van een nieuwkomer (in €/MW/jaar) is gelijk aan de "missing-money" van de technologie met het laagste "missing-money" van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën in paragraaf 4. De bijbehorende technologie is de referentietechnologie. § 3. De "missing-money" van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van technologieën in paragraaf 4 wordt bepaald door de brutokost van een nieuwkomer te verminderen met de jaarlijkse inframarginale inkomsten voor de referentie voor elke technologie zoals bedoeld in paragraaf 6 en met de netto-opbrengsten uit de levering van balanceringsdiensten zoals bedoeld in paragraaf 7. § 4. De methode voor het bepalen van de brutokost van verschillende technologieën, bedoeld in artikel 5, is de in overeenstemming met artikel 27 van Verordening (EU) 2019/943 goedgekeurde methodologie van artikel 23, lid 6 van Verordening (EU) 2019/943. Indien een dergelijke methode ontbreekt op het moment van de berekening, zal de brutokost van verschillende technologieën worden bepaald volgens de twee hieronder beschreven stappen : Eerst wordt op basis van de volgende criteria een beperkte lijst van in aanmerking komende technologieën opgesteld : 1° de referentie voor elke technologie moet een nieuwkomer zijn, die nog niet toegetreden is tot de elektriciteitsmarkt en waarvoor nog geen bestaande infrastructuur beschikbaar is;2° de lijst is gebaseerd op de in de Belgische regelzone bestaande technologieën en op de technologieën die redelijkerwijs voor het betrokken jaar beschikbaar zouden kunnen zijn;3° voor technologieën met een aantal draaiuren van dezelfde grootteorde, worden de technologieën met significant hogere kostenparameters uitgesloten van de beperkte lijst;4° de technologieën moeten voldoen aan de CO2-emissiegrenswaarden, bedoeld in artikel 22, lid 4, van Verordening (EU) 2019/943 en andere wettelijke grenswaarden. Ten tweede wordt een gedetailleerde analyse van de kosten over de hele levensduur van de referentie voor elke technologie uitgevoerd op basis van de beperkte lijst van in aanmerking komende technologieën en rekening houdend met de reductiefactor verbonden aan elke technologie, zoals bedoeld in artikel 13, om de waarde van de brutokost van een nieuwkomer te bepalen, evenals het bijbehorende referentiemodel voor elke technologie. § 5. De brutokost van een nieuwkomer wordt ten minste om de drie jaar opnieuw beoordeeld op basis van de meest recente beschikbare informatie. § 6. De geraamde jaarlijkse inframarginale inkomsten van de referentie voor elke technologie worden uitgedrukt in €/MW/jaar en worden, op jaarlijkse basis, berekend over de volledige levensduur van de referentie voor elke technologie, rekening houdend met de waarde van de marginale kost van de technologie als ondergrens. Deze inframarginale inkomsten worden voor elk jaar over de levensduur van de eenheid in de capaciteitsmarkt bepaald op basis van de mediaan (P50) inkomsten van de simulatiejaren op basis van het referentiescenario bedoeld in artikel 3 § 7 en houden rekening met het niveau van de toepasselijke uitoefenprijs bedoeld in artikel 26.

De verwachte inkomsten worden ingeschat overeenkomstig artikel 6(9) van de methodologie zoals bedoeld in artikel 23, lid 5 van Verordening (EU) 2019/943 van zodra de methode overeenkomstig artikel 6(9)(a) iii voor de studie overeenkomstig artikel 7bis, § 1 van de wet van 29 april 1999 beschikbaar en geïmplementeerd is, na eventuele noodzakelijke aanpassingen om de methode toe te passen binnen de specifieke context van de intermediaire maximumprijs.

Indien het referentiescenario niet beschikbaar is voor een jaar uit de levensduur van de referentie voor elke technologie, wordt een interpolatie uitgevoerd tussen de waarden van de jaren waarvoor het referentiescenario bestaat, eventueel bijgestuurd door bijkomende beschikbare gegevens. Deze gegevens worden voorgesteld door de netbeheerder en de bronnen ervan worden ter openbare raadpleging bedoeld in artikel 6, § 2, 4° voorgelegd en worden door de netbeheerder in samenwerking met de Algemene Directie Energie en in overleg met de commissie gekozen. § 7. De raming van de netto opbrengsten uit de levering van balanceringsdiensten zoals bedoeld in artikel 223, 1° van het Federaal Technisch Reglement : 1° wordt geëvalueerd per technologie die opgenomen is in de beperkte lijst met in aanmerking komende technologieën bedoeld in § 4 van dit artikel;2° komt overeen met de gemiddelde historische kosten van de reserveringen door de netbeheerder van de voor de regeling van het evenwicht bestemde diensten, op basis van de afgelopen zesendertig maanden;3° houdt rekening met de kosten, inclusief de opportuniteitskosten, die verband houden met de deelname aan deze balanceringsdiensten, om dubbeltellingen tussen inframarginale inkomsten en opbrengsten van de market van de balanceringsdiensten te vermijden. § 8. De maximumprijs wordt bepaald als het product van de nettokost van een nieuwkomer, vermenigvuldigd met de correctiefactor X zoals vastgelegd overeenkomstig artikel 4, § 3. § 9. De waarde van de correctiefactor X houdt rekening met de onzekerheden die verband houden met de raming van de nettokost van een nieuwkomer, zowel wat betreft kostenverschillen tussen de in aanmerking genomen technologieën, de variabiliteit van de brutokost van een nieuwkomer die verbonden is aan verschillende technologieën, als wat betreft de bepaling van de jaarlijkse inframarginale inkomsten en netto inkomsten uit balanceringsdiensten.

Art. 11.§ 1. De vraagcurve wordt bepaald aan de hand van twee volumeparameters : 1° het op een veiling vereist volume;2° het maximale volume tegen de maximumprijs. § 2. Deze twee volumes worden in vijf stappen bepaald : 1° het gemiddelde elektriciteitsverbruik in gesimuleerde tekortsituaties wordt als referentie genomen.Voor het op een veiling vereist volume, wordt dit vastgesteld op basis van de in artikel 12 bedoelde simulatie en het in artikel 3, § 7 bedoelde referentiescenario. Voor het maximale volume tegen de maximumprijs, wordt dit bepaald op basis van de in artikel 12 bedoelde simulatie en het in artikel 3, § 7, bedoelde referentiescenario, waarvoor echter rekening gehouden wordt met het niveau van bevoorradingszekerheid bedoeld in artikel 7undecies, § 7 van de wet van 19 april 1999, aangepast met de in artikel 4, § 3 bedoelde correctiefactor X; 2° een volume dat overeenstemt met de vereiste reserves voor het bewaren van het evenwicht in het netwerk wordt toegevoegd aan het in 1° bedoelde verbruik;3° de gemiddelde waarde van de verwachte niet-geleverde energie in gesimuleerde tekortsituaties, wordt in mindering gebracht van het in 1° bedoelde volume.Voor het op een veiling vereist volume, wordt de gemiddelde waarde van de verwachte niet-geleverde energie in gesimuleerde tekortsituaties vastgesteld op basis van de in artikel 12 bedoelde simulatie en het in artikel 3, § 7 bedoelde referentiescenario. Dit is het beoogd volume. Voor het maximale volume tegen de maximale prijs, wordt de gemiddelde waarde van de verwachte niet-geleverde energie in gesimuleerde tekortsituaties vastgesteld op basis van de in artikel 12 bedoelde simulatie en het in artikel 3, § 7, bedoelde referentiescenario, waarvoor echter rekening gehouden wordt met het niveau van bevoorradingszekerheid bedoeld in artikel 7undecies, § 7 van de wet van 19 april 1999, aangepast met de in artikel 4, § 3 bedoelde correctiefactor X; 4° de niet in aanmerking komende capaciteit, berekend overeenkomstig § 3, en de bij vorige veilingen gecontracteerde capaciteit, berekend overeenkomstig § 4, worden uit het beoogd volume verwijderd;5° voor de veiling vier jaar voor de periode van capaciteitslevering wordt een volume, te reserveren voor de veiling een jaar voor de periode van capaciteitslevering, in mindering gebracht op basis van de in paragraaf 5 bedoelde methode.Dezelfde vermindering en reservatie wordt, per grens, pro rata toegepast op het maximaal vereist volume in de pre-veilingen voor de onrechtstreekse buitenlandse capaciteit vier jaar voor de periode van capaciteitslevering, bedoeld in artikel 14. § 3. De niet in aanmerking komende capaciteit wordt berekend door het nominale referentievermogen van elke niet in aanmerking komende eenheid te vermenigvuldigen met de passende reductiefactor als omschreven in artikel 13. In het kader van de opmaak van de vraagcurve wordt als assumptie voor de berekening genomen dat volgende capaciteiten niet in aanmerking komen : windturbines op land, windturbines op zee en zonne-energie installaties, alsook de centrales met warmtekrachtkoppeling (voor eenheden aangesloten op het transmissienet enkel diegenen die volgens data aangeleverd via de AD Energie productiesteun ontvangen tijdens de periode van capaciteitslevering), de biomassacentrales (voor eenheden aangesloten op het transmissienet enkel diegenen die volgens data aangeleverd via de AD Energie productiesteun ontvangen tijdens de periode van capaciteitslevering) en de afvalverbrandingscentrales (voor eenheden aangesloten op het transmissienet enkel diegenen die volgens data aangeleverd via de AD Energie productiesteun ontvangen tijdens de periode van capaciteitslevering). Een actualisatie van deze assumptie zal na de prekwalificatie plaatsvinden overeenkomstig de werkingsregels. § 4. De bij vorige veilingen gecontracteerde capaciteit wordt bepaald door de gecontracteerde capaciteit van elke eenheid in de capaciteitsmarkt voor de periode van capaciteitslevering, zoals vermeld in het capaciteitscontract. § 5. De capaciteit die nodig is om de totale piekcapaciteit gedurende gemiddeld minder dan 200 draaiuren per jaar te dekken, wordt voor elk blok van 100 MW bepaald door het gemiddelde aantal draaiuren dat nodig is om te voldoen aan het criterium van de bevoorradingszekerheid op basis van de duurcurve van de vraag ("load duration curve"). Dit zijn de uren dat een bepaalde capaciteit nodig is om het maximale elektriciteitsverbruik te dekken. HOOFDSTUK 5. - Reductiefactoren

Art. 12.§ 1. De netbeheerder voert een simulatie van de elektriciteitsmarkt uit om de parameters te bepalen bedoeld in artikel 6, § 2, evenals de toevoeging van bijkomende capaciteit bedoeld in artikel 6, § 1. § 2. De simulatie is gebaseerd op de relevante delen van de methodologie voor de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening bedoeld in artikel 23 van Verordening (EU) 2019/943, op voorwaarde dat deze methodologie op het ogenblik van de simulatie werd goedgekeurd in overeenstemming met artikel 27 van Verordening (EU) 2019/943. § 3. De simulatie past de eisen toe die worden beschreven in de methodologie bedoeld in § 2 op het referentiescenario bedoeld in artikel 3 § 7 voor zover ze geïmplementeerd zijn in de meest recente beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, zoals gepubliceerd door ENTSB op het ogenblik van de selectie van het referentiescenario bedoeld in artikel 3, § 7. § 4. De simulatie geeft de verdeling per uur weer van de productie per technologie evenals de netto positie van de Belgische regelzone en, ten minste, van het geheel van de regelzones die rechtstreeks elektrisch met de Belgische regelzone verbonden zijn.

Art. 13.§ 1. Voor de bepaling van de reductiefactoren worden de technologieën (in de Belgische regelzone en het geheel van de regelzones die rechtstreeks elektrisch met de Belgische regelzone verbonden zijn) die aan het capaciteitsvergoedingsmechanisme kunnen deelnemen in een van de volgende categorieën ingedeeld : 1° de categorieën met overeenkomsten inzake dienstverleningsniveau : deze categorie omvat de marktrespons, met inbegrip van de actieve deelname van de vraagzijde, de kleinschalige opslagtechnologieën en de noodstroomgroepen die in eilandbedrijf kunnen opereren, individueel of geaggregeerd;ze is ook naar keuze toegankelijk voor alle technologieën zonder dagelijks programma; 2° de thermische technologieën met dagelijks programma : deze categorie omvat ten minste de stoom- en gasturbines, de gasturbines, de turbojets, de autonome gasmotoren, de autonome dieselmotoren, de centrales met warmtekrachtkoppeling, de biomassacentrales en de afvalverbrandingsinstallaties alsook de kerncentrales en de steenkoolcentrales;3° de technologieën met beperkte energie met dagelijks programma : deze categorie omvat ten minste de grootschalige opslagtechnologieën en de pomp-opslaginstallaties;4° de van de weersomstandigheden afhankelijke technologieën : deze categorie omvat ten minste de windturbines op het land, de windturbines op zee, de zonne-energie installaties en de waterkrachtcentrales op waterlopen met dagelijks programma, evenals de technologieën zonder dagelijks programma die ervoor hebben gekozen om niet deel te nemen aan een aggregatiecategorie bedoeld in artikel 13, § 1, 1° ;5° de thermische technologieën zonder dagelijks programma : deze categorie omvat ten minste de centrales met warmtekrachtkoppeling die biomassa gebruiken, de biomassacentrales, de afvalverbrandingsinstallaties en de centrales met warmtekrachtkoppeling op basis van gas die ervoor hebben gekozen om niet deel te nemen aan een aggregatiecategorie bedoeld in artikel 13, § 1, 1°. § 2. Voor de categorieën met overeenkomsten inzake dienstverleningsniveau worden de invoergegevens van de simulatie eerst verdeeld in subcategorieën, vertegenwoordigd door verschillende overeenkomsten inzake dienstverleningsniveau op basis van beperkingen met betrekking tot de activeringsduur of van elke andere technische beperking die wordt gedefinieerd in het verslag bedoeld in artikel 6, § 2. De reductiefactoren van elke overeenkomst inzake dienstverleningsniveau worden bepaald door de verwachte gemiddelde bijdrage van elke overeenkomst inzake dienstverleningsniveau tijdens gesimuleerde tekortsituaties te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen van elke overeenkomst inzake dienstverleningsniveau. De gemiddelde bijdrage wordt bepaald op basis van de simulatie bedoeld in artikel 12. § 3. De reductiefactoren van de thermische technologieën met dagelijks programma worden voor elke technologie bepaald door de verhouding onverwachte stilstanden, gebaseerd op historische gegevens en uitgedrukt in procent, af te trekken van 100 procent. § 4. De reductiefactoren van de technologieën met beperkte energie met dagelijks programma worden bepaald door de verwachte gemiddelde bijdrage van deze technologieën tijdens de gesimuleerde tekortsituaties te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen van de toepasselijke technologie. De gemiddelde bijdrage wordt bepaald op basis van de simulatie bedoeld in artikel 12. § 5. De reductiefactoren van de technologieën die afhankelijk zijn van de weersomstandigheden worden bepaald door de verwachte gemiddelde bijdrage van deze technologieën tijdens de gesimuleerde tekortsituaties te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen van de toepasselijke technologie. De gemiddelde bijdrage wordt bepaald op basis van de simulatie bedoeld in artikel 12. § 6. De reductiefactoren van de thermische technologieën zonder dagelijks programma worden bepaald door de verwachte gemiddelde bijdrage van deze technologieën tijdens de gesimuleerde tekortsituaties te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen. De gemiddelde bijdrage wordt bepaald op basis van de simulatie bedoeld in artikel 12. De reductiefactoren van de thermische technologieën zonder dagelijks programma worden bepaald op basis van de beschikbare meetgegevens. Indien de netbeheerder deze vereiste meetgegevens ontoereikend acht, worden de reductiefactoren bepaald door de maximale bijdrage van de thermische technologieën zonder dagelijks programma tijdens de gesimuleerde tekortsituaties op basis van de beschikbare gegevens te delen door het geaggregeerde nominale referentievermogen. De maximale bijdrage wordt bepaald op basis van de simulatie bedoeld in artikel 12.

Art. 14.§ 1. De maximale beschikbare toegangscapaciteit voor de deelname van de onrechtstreekse buitenlandse capaciteiten in een regelzone wordt door de netbeheerder bepaald voor elke regelzone die rechtstreeks elektrisch met de Belgische regelzone verbonden is, in overeenstemming met artikel 26 van Verordening (EU) 2019/943. § 2. De netbeheerder stelt de maximale toegangscapaciteit die beschikbaar is voor de deelname van buitenlandse capaciteit vast op basis van de aanbeveling van het regionale coördinatiecentrum, overeenkomstig artikel 26, lid 7 van Verordening (EU) 2019/943.

Wanneer deze aanbeveling niet beschikbaar is, wordt de bijdrage van elke regelzone die rechtstreeks elektrisch met België verbonden is, bepaald door de bijdrage van deze zones tijdens de gesimuleerde tekortsituaties, op basis van de resultaten van de simulatie bedoeld in artikel 12. § 3. De maximale beschikbare toegangscapaciteit voor de deelname van de onrechtstreekse buitenlandse capaciteiten wordt uitgedrukt in vermogen [MW]. § 4. De maximale beschikbare toegangscapaciteit voor de deelname van de onrechtstreekse buitenlandse capaciteiten van een regelzone houdt rekening met de manier waarop de grensoverschrijdende uitwisselingen op de markt worden gemodelleerd. Hij is gebaseerd op ofwel de stromen, ofwel de netto transfercapaciteit met de Belgische regelzone. § 5. De bijdrage van een regelzone in een stroomgebaseerde aanpak die de Belgische regelzone omvat en voor een specifiek uur : 1° wordt voor de regelzones in een exportsituatie bepaald door de netto positie van de Belgische regelzone, vermenigvuldigd met de verhouding tussen de netto positie van de regelzone in een exportsituatie en de som van de netto posities van het geheel van de regelzones in een exportsituatie;en 2° is nul voor de regelzones in een importsituatie. § 6. De bijdrage van een regelzone in een benadering gebaseerd op netto transfercapaciteit met de Belgische regelzone en voor een specifiek uur : 1° wordt bepaald door de commerciële uitwisseling als die commerciële uitwisseling van de buitenlandse regelzone naar de Belgische regelzone gaat;2° is in het andere geval nul. HOOFDSTUK 6. - Intermediaire maximumprijs

Art. 15.De intermediaire maximumprijs is de maximumprijs die van toepassing is op de biedingen voor een eenheid in de capaciteitsmarkt die valt binnen de capaciteitscategorie geassocieerd aan een capaciteitscontract voor één enkele periode van capaciteitslevering.

Art. 16.§ 1. De intermediaire maximumprijs (in €/MW/jaar) is gelijk aan de "missing-money" van de technologie met het hoogste "missing-money" van de technologieën die opgenomen zijn in de beperkte lijst van bestaande technologieën bedoeld in artikel 18, § 1. § 2. Het "missing-money" wordt voor elke technologie die opgenomen is in de beperkte lijst van bestaande technologieën bedoeld in artikel 18, § 1 berekend volgens de in artikel 20 bepaalde formule, rekening houdend met de raming van de kosten zoals bedoeld in de artikel 18 en de raming van de opbrengsten zoals bedoeld in artikel 19.

Art. 17.§ 1. De netbeheerder laat, in overleg met de commissie, een onafhankelijke deskundige een studie uitvoeren die tot doel heeft de kosten te bepalen van de technologieën die hij relevant acht voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs. Een technologie wordt relevant geacht voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs indien deze redelijkerwijs beschikbaar kan zijn tijdens de desbetreffende periode van capaciteitslevering om een reële bijdrage te leveren aan de bevoorradingszekerheid, het waarschijnlijk is dat deze één van de minst performante technologieën is en dat deze voldoet aan de limieten betreffende CO2-emissies overeenkomstig artikel 22, lid 4 van Verordening (EU) 2019/943 en alle andere wettelijke limieten. De studie van de onafhankelijke deskundige wordt geactualiseerd in het geval van significante evoluties van de markt of van de technologische omstandigheden, en ten minste om de drie jaar. § 2. Voor elke in de studie opgenomen bestaande technologie worden de elementen verstrekt die nodig zijn om de volgende kosten te bepalen : 1° de recurrente investeringskosten op jaarbasis die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominale referentievermogen (in €/MW/jaar), in voorkomend geval met inbegrip van de noodzakelijke kosten van grote onderhoudswerken aan installaties die niet noodzakelijk elk jaar gebeuren;2° de jaarlijkse vaste operationele en onderhoudskosten (in €/MW/jaar);3° de variabele operationele en onderhoudskosten (in €/MWh).

Art. 18.§ 1. De netbeheerder stelt op basis van de studie bedoeld in artikel 17, na de openbare raadpleging bedoeld in artikel 5, een beperkte lijst op van bestaande technologieën die redelijkerwijs beschikbaar zullen zijn en die in aanmerking genomen zullen worden voor de bepaling van de intermediaire maximumprijs. § 2. Voor elke technologie die opgenomen is in de beperkte lijst van bestaande technologieën die redelijkerwijs beschikbaar zullen zijn bedoeld in artikel 18, § 1, beoordeelt de netbeheerder op basis van de studie bedoeld in artikel 17 de volgende kostenelementen voor de periode van capaciteitslevering waarop de intermediaire maximumprijs betrekking heeft : 1° de recurrente investeringskosten op jaarbasis die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominale referentievermogen (in €/MW/jaar), in voorkomend geval met inbegrip van de noodzakelijke kosten van grote onderhoudswerken aan installaties die niet noodzakelijk elk jaar gebeuren;2° de jaarlijkse vaste operationele en onderhoudskosten (in €/MW/jaar);3° de variabele operationele en onderhoudskosten, andere dan de brandstofkosten en de CO2-kosten bedoeld in punten 4° en 5° van deze paragraaf (in €/MWh);4° de brandstofkosten (in €/MWh);5° de CO2-kosten (in €/tCO2);6° de activatiekosten voor de beschikbaarheidstests (in €/MWh) voorzien in de werkingsregels bedoeld in artikel 7undecies, § 12, van de wet van 29 april 1999. § 3. De raming van de kostenelementen wordt jaarlijks geactualiseerd.

Art. 19.§ 1. Voor elke technologie die opgenomen is in de beperkte lijst van bestaande technologieën bedoeld in artikel 18, § 1, beoordeelt de netbeheerder de volgende opbrengstcomponenten voor de periode van capaciteitslevering waarop de intermediaire maximumprijs betrekking heeft : 1° de jaarlijkse inframarginale inkomsten (in €/MW/jaar);2° de netto opbrengsten uit de levering van balanceringsdiensten (in €/MW/jaar). § 2. De raming van de jaarlijkse inframarginale inkomsten : 1° wordt bepaald op basis van een simulatie van de elektriciteitsmarkt bedoeld in artikel 12;2° houdt rekening met het referentiescenario bedoeld in artikel 3, § 7;3° komt overeen met de mediaan (P50) inkomsten, rekening houdend met het niveau van de toepasselijke uitoefenprijs bedoeld in artikel 26, verminderd met de variabele kosten zoals bepaald in de raming van de kostencomponenten bedoeld in artikel 18, § 2, 3° tot 5°.De verwachte inkomsten worden ingeschat overeenkomstig artikel 6(9) van de methodologie zoals bedoeld in artikel 23, lid 5 van Verordening (EU) 2019/943 van zodra de methode overeenkomstig artikel 6(9)(a) iii voor de studie overeenkomstig artikel 7bis, § 1 van de wet van 29 april 1999 beschikbaar en geïmplementeerd is, na eventuele noodzakelijke aanpassingen om de methode toe te passen binnen de specifieke context van de intermediaire maximumprijs. § 3. De raming van de netto opbrengsten uit de levering van balanceringsdiensten : 1° wordt geëvalueerd per technologie die opgenomen is in de beperkte lijst van bestaande technologieën bedoeld in artikel 18, § 1;2° komt overeen met de gemiddelde historische kosten van de reserveringen door de netbeheerder van de voor de regeling van het evenwicht bestemde diensten, op basis van de afgelopen zesendertig maanden;3° houdt rekening met de kosten, inclusief de opportuniteitskosten, die verband houden met de deelname aan deze balanceringsdiensten, om dubbeltellingen tussen inframarginale inkomsten en netto-opbrengsten uit de levering van de balanceringsdiensten te vermijden. § 4. De raming van de opbrengstcomponenten wordt jaarlijks geactualiseerd.

Art. 20.Voor elke technologie die opgenomen is in de beperkte lijst van bestaande technologieën bedoeld in artikel 18, § 1, berekent de netbeheerder het "missing-money", overeenkomstig de volgende stappen : 1° De recurrente investeringskosten bedoeld in artikel 18, § 2, 1° ;2° Vermeerderd met de kosten bedoeld in artikel 18, § 2, 2° ;3° Vermeerderd, voor de technologieën met een hoge variabele kost, met de activatiekost bedoeld in artikel 18, § 2, 6° ;4° Verminderd met de inkomsten bedoeld in artikel 19, § 1, 1° ;5° Verminderd met de opbrengsten bedoeld in artikel 19, § 1, 2° ;6° Het totale resultaat wordt gedeeld door de reductiefactor bedoeld in artikel 13.7° Het finale resultaat wordt vermeerderd met een onzekerheidsmarge van 5%. HOOFDSTUK 7. - Derogatie van de intermediaire maximumprijs

Art. 21.§ 1. Een derogatieaanvrager heeft de mogelijkheid om voor de veiling in 2021 waaraan hij wenst deel te nemen, per eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, een derogatie van de in artikel 15 bedoelde intermediaire maximumprijs aan te vragen volgens de procedure beschreven in dit artikel.

In dat kader publiceert de netbeheerder uiterlijk op 15 mei 2021 een tabel die, voor elke technologie geïnstalleerd in de Belgische regelzone waarvoor een reductiefactor wordt berekend overeenkomstig artikel 13, § 1, de hypothesen herneemt rond de marginale kosten die in rekening zijn genomen voor de berekening van de jaarlijkse inframarginale inkomsten. § 2. De derogatieaanvrager dient op elektronische wijze maximaal een aanvraag per eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, in bij de netbeheerder, ten vroegste op 16 juli 2021 en ten laatste dertig werkdagen voor de laatste dag waarop biedingen worden toegestaan, zoals bepaald in artikel 7undecies, § 10, eerste lid, van de wet van 29 april 1999.

De vormvereisten voor deze aanvraag worden door de commissie opgemaakt en ter beschikking gesteld op de website van de commissie ten laatste op 15 mei 2021. Deze aanvraag omvat minstens volgende elementen : 1° identificatie van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, via een uniek identificatienummer afkomstig van de prekwalificatieprocedure zoals bepaald in de werkingsregels, en de veiling waarop de aanvraag van toepassing is;2° een nauwkeurige inschatting en beschrijving, of beschrijving van de desgevallende afwezigheid, van volgende kostencomponenten met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is : a) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, jaarlijkse vaste operationele en onderhoudskosten (in €/jaar), inclusief verdere specificatie van vaste nettarieven en de activatiekosten voor de beschikbaarheidstests gevraagd door Elia zoals bepaald in de werkingsregels indien deze relevant geacht worden, aangevuld met, indien van toepassing, de hypothesen met betrekking tot minstens het aantal uren tijdens dewelke de eenheid (eenheden) geactiveerd is (zijn) en het aantal starts of activaties waarop deze inschattingen gebaseerd zijn, alsook de relatie tussen de vaste kosten en enerzijds het aantal activaties en anderzijds het aantal draaiuren;b) vaste kosten gerelateerd aan het beheer van een portfolio van leveringspunten relevant voor het opereren in de energiemarkt (in €/jaar) door de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is;c) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, recurrente investeringskosten op jaarbasis die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominaal referentievermogen, in voorkomend geval met inbegrip van de provisies voor grote onderhoudswerken aan installaties die niet noodzakelijk elk jaar gebeuren (in €/jaar), aangevuld met, indien van toepassing, de hypothesen met betrekking tot minstens het aantal uren tijdens dewelke de eenheid (eenheden) geactiveerd is (zijn) en aantal starts of activaties waarop deze inschattingen gebaseerd zijn, alsook de relatie tussen de vaste kosten en enerzijds het aantal activaties en anderzijds het aantal draaiuren;d) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, geannualiseerde niet-recurrente investeringskosten relevant voor het leveren van de dienst met de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is (in €/jaar);e) variabele kosten voor het aanbieden van energie (in €/MWh), inclusief verdere specificatie van, indien van toepassing, ten minste volgende elementen die in deze variabele kosten inbegrepen zijn : variabele operationele en onderhoudskosten inclusief variabele nettarieven indien deze relevant geacht worden, efficiëntiefactor of in geval van opslagsystemen, round trip efficiëntie;f) Voor een geaggregeerde offerte, het verschil tussen de aangeboden capaciteit en de som van de geïnstalleerde capaciteit van de verschillende leveringspunten;g) Opstartkosten of vaste activatiekosten door specificatie van de kost per start of activatie exclusief kosten gerelateerd aan de louter voor de opstart noodzakelijke brandstof (in €/start of €/activatie), aangevuld met, indien van toepassing, indicatie van het type en de hoeveelheid louter voor de opstart noodzakelijke brandstof (in GJ/start). Voor elke investering dienen minstens de volgende gegevens te worden aangeleverd : totale investeringskost, financieringskost inclusief gewogen gemiddelde kapitaalskost, economische levensduur van de investering, motivatie m.b.t. de relevantie voor het leveren van de dienst, realisatiejaar van de investering en geannualiseerde kost die daaruit voortvloeit.

De in aanmerking komende niet-recurrente investeringskosten voor het berekenen van de `missing-money' van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, zijn de initiële en niet terugkerende investeringsuitgaven die worden besteld vanaf de eerste beslissing in toepassing van artikel 7undecies, § 6 van de Elektriciteitswet en die ten laatste de dag voorafgaand aan de eerste dag van de periode van capaciteitslevering worden uitgevoerd. 3° indien van toepassing, een nauwkeurige inschatting en beschrijving van de inkomsten (in €/jaar) met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is, andere dan de jaarlijkse inframarginale inkomsten en netto opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten bedoeld in paragraaf 8, 3° en 4°, zoals bijvoorbeeld maar niet noodzakelijk beperkt tot stoom en/of warmte-gerelateerde inkomsten;4° indien van toepassing, een nauwkeurige inschatting van de operationele beperkingen gelinkt aan de uitbating die een invloed hebben op het leveren van de dienst met de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, en een beschrijving van de impact van die beperkingen op de inkomsten, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is, zoals bijvoorbeeld en maar niet noodzakelijk beperkt tot : energiebeperkingen, activatiebeperkingen, geplande onderhoudsmomenten, must run beperkingen;5° een nauwkeurige inschatting en berekening van het "missing-money" (in €/MW/jaar) van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is. De componenten aangeleverd door de derogatieaanvrager bedoeld in punt 2° tot 4° ter ondersteuning van zijn aanvraag dienen specifiek te zijn aan de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft. § 3. De netbeheerder controleert de volledigheid van de aanvraag en informeert de derogatieaanvrager op elektronische wijze over het resultaat van haar volledigheidscontrole, binnen twintig werkdagen na ontvangst van de aanvraag. In geval van een onvolledige aanvraag, heeft de derogatieaanvrager de mogelijkheid om de ontbrekende informatie aan te vullen. Indien de derogatieaanvrager zijn aanvraag niet binnen vijf werkdagen na notificatie van de resultaten van de volledigheidscontrole door de netbeheerder heeft vervolledigd, wordt de aanvraag onontvankelijk verklaard door de netbeheerder.

Indien de aanvraag betrekking heeft op een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, die, volgens de bepalingen van het Koninklijk Besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor de in aanmerking komende investeringskosten, vastgesteld overeenkomstig artikel 7undecies, § 9 van de wet van 29 april 1999 toegewezen is (zijn) aan een capaciteitscategorie geassocieerd aan een capaciteitscontract voor meer dan één enkele periode van capaciteitslevering, wordt de aanvraag onontvankelijk verklaard door de netbeheerder.

De netbeheerder informeert de derogatieaanvrager van het resultaat van de ontvankelijkheidscontrole. § 4. Indien zijn aanvraag als ontvankelijk beschouwd wordt door de netbeheerder, heeft de derogatieaanvrager het recht om voor de in de aanvraag opgenomen eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, biedingen in te dienen in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, die niet gelimiteerd zijn tot de intermediaire maximumprijs gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999. § 5. De netbeheerder maakt de als ontvankelijk beschouwde aanvragen op elektronische wijze over aan de commissie, ten laatste op de laatste dag waarop biedingen worden toegestaan, zoals bepaald in artikel 7undecies, paragraaf 10 van de wet van 29 april 1999. § 6. De commissie beoordeelt de gegrondheid van elke ontvankelijke derogatieaanvraag die gerelateerd is aan een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, waarvoor een bieding weerhouden werd in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is.

Te dien einde, beoordeelt de commissie de aanvaardbaarheid van de kostencomponenten, de inkomsten en de impact van de beperkingen bedoeld in paragraaf2, 2° tot en met 4°. In het kader van die beoordeling kan de commissie een advies vragen van een onafhankelijke deskundige, waaronder de onafhankelijke deskundige bedoeld in artikel 17, § 1.

Voor alle kostencomponenten, inkomsten en impact van de beperkingen bedoeld in paragraaf 2, 2° tot en met 4° die de commissie als onaanvaardbaar beoordeelt, bepaalt de commissie een alternatieve inschatting. § 7. De commissie maakt het resultaat van haar beoordeling bedoeld in paragraaf 6 op elektronische wijze over aan de netbeheerder, ten laatste vijftig werkdagen na de publicatie van de resultaten van de veiling bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 10 van de wet van 29 april 1999. Op basis van deze informatie berekent de netbeheerder het verwachte "missing-money", zoals beschreven in paragrafen 8 en 9. § 8. De netbeheerder bezorgt aan de commissie op elektronische wijze het door hem berekende verwachte "missing-money", ten laatste vijftig werkdagen na ontvangst van de resultaten van beoordeling van de commissie bedoeld in paragraaf 7.

Deze berekening van het verwachte "missing-money" gebeurt op basis van : 1° de vaste en variabele kostencomponenten, de investeringskosten en de andere inkomsten dan deze uit de energiemarkt of de markt voor ondersteunende diensten bedoeld in paragraaf 2, 2° en 3°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld paragraaf 6;2° de reductiefactor van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, zoals vastgesteld in de prekwalificatie voor de betrokken veiling;3° een raming van de jaarlijkse inframarginale inkomsten (in €/MW/jaar), op basis van : a) een simulatie van de elektriciteitsmarkt zoals bedoeld in artikel 12;b) het referentiescenario bedoeld in artikel 4, paragraaf 7, gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is;c) de mediaan (P50) inkomsten, gelimiteerd tot het niveau van de uitoefenprijs, of eventueel tot de gemotiveerde aangegeven marktprijs voor de eenheid in de capaciteitsmarkt zonder een dagelijks programma of eenheden, indien het gekoppelde capaciteiten betreft, van toepassing in de door de veiling beoogde leveringsperiode zoals bedoeld in artikel 26, verminderd met de variabele kosten en de opstartkosten of vaste activatiekosten voor het aanbieden van energie, en rekening houdend met andere operationele beperkingen gelinkt aan de uitbating bedoeld in respectievelijk paragraaf 2, 2° en 4°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 6;4° een raming van de netto opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten (in €/MW/jaar) : a) geëvalueerd op basis van de technologie waartoe de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten, waarop de aanvraag van toepassing is, behoort;b) overeenkomend met de gemiddelde historische kosten van de reserveringen door de netbeheerder van de balanceringsdiensten, op basis van de afgelopen zesendertig maanden;c) rekening houdend met de kosten, inclusief de opportuniteitskosten, die verband houden met de levering van deze balanceringsdiensten, teneinde dubbeltellingen tussen inframarginale inkomsten en opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten te vermijden. § 9. De netbeheerder berekent het verwachte "missing-money", als volgt : 1° de som van de vaste kostencomponenten en investeringskosten bedoeld in paragraaf 2, 2°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 6, gedeeld door het meest recent nominaal referentievermogen van de betreffende eenheid in de capaciteitsmarkt, of door de som van de meest recente nominale referentievermogens van de betreffende eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft;2° verminderd met de inkomsten bedoeld in paragraaf 8, 3° ;3° verminderd met de opbrengsten bedoeld in paragraaf 8, 4° ;4° verminderd met de inkomsten bedoeld in paragraaf 2, 3°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 8, gedeeld door het meest recent nominaal referentievermogen van de betreffende eenheid in de capaciteitsmarkt, of door de som van de meest recente nominale referentievermogens van de betreffende gekoppelde eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft;5° het totale resultaat wordt gedeeld door de reductiefactor bedoeld in § 8, 2°. § 10. De verwachte inkomsten worden ingeschat overeenkomstig artikel 6(9) van de methodologie zoals bedoeld in artikel 23, lid 5 van Verordening (EU) 2019/943 van zodra de methode overeenkomstig artikel 6(9)(a) iii voor de studie overeenkomstig artikel 7bis, § 1 van de wet van 29 april 1999 beschikbaar en geïmplementeerd is, na eventuele noodzakelijke aanpassingen om de methode toe te passen binnen de specifieke context van de derogaties van de intermediaire maximumprijs. § 11. De commissie neemt een beslissing met betrekking tot de gegrondheid van elke ontvankelijke derogatieaanvraag die gerelateerd is aan een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, waarvoor een bieding weerhouden werd in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is. § 12. De commissie aanvaardt de aanvraag voor derogatie van de intermediaire maximumprijs enkel indien het verwachte niveau van het "missing-money" van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, berekend overeenkomstig § 9, hoger is dan de intermediaire maximumprijs gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999. § 13. Indien het verwachte niveau van het « missing money » van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, berekend overeenkomstig artikel § 9, lager of gelijk is aan de intermediaire maximumprijs, deelt de commissie aan de derogatieaanvrager zijn ontwerpbeslissing mee opdat deze laatste zijn opmerkingen kan laten gelden binnen een termijn van 15 werkdagen.

Indien, op basis van de opmerkingen gegeven door de derogatieaanvrager, de commissie van oordeel is dat zij haar alternatieve beoordeling die ze gegeven heeft overeenkomstig artikel § 6 dient te herzien, vraagt ze aan de netbeheerder om, binnen een termijn van 30 werkdagen, een nieuwe berekening van het verwachte "missing money" te bezorgen van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, rekening houdend met deze nieuwe alternatieve evaluatie. § 14. De commissie maakt haar beslissing over aan de derogatieaanvrager en de netbeheerder, per aangetekend schrijven tegen ontvangstbewijs, ten laatste vijfentwintig werkdagen na ontvangst van, afhankelijk van het geval, de berekening door de netbeheerder van het verwachte "missing-money" overeenkomstig § 8, of § 13, tweede lid. § 15. Uiterlijk tien werkdagen na ontvangst van de beslissing van de commissie beschreven in paragraaf 14 past de netbeheerder, voor elke afgewezen aanvraag voor derogatie van de intermediaire maximumprijs, eenzijdig het betrokken capaciteitscontract aan, door de capaciteitsvergoeding voor de transactie die voortvloeit uit de weerhouden bieding met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of weerhouden biedingen met betrekking tot de eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, te reduceren tot het niveau van de intermediaire maximumprijs gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999. § 16. De beslissing van de commissie met betrekking tot de aanvraag tot derogatie van intermediaire maximumprijs doet geen afbreuk aan het resultaat van de veiling en geeft geen enkel recht aan de capaciteitsleverancier om een capaciteitscontract te beëindigen.

Art. 22.§ 1. Een derogatieaanvrager heeft de mogelijkheid om voor elke veiling na 2021 waaraan hij wenst deel te nemen, per eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, een derogatie van de in artikel 15 bedoelde intermediaire maximumprijs aan te vragen volgens de procedure beschreven in dit artikel.

In dat kader publiceert de netbeheerder uiterlijk op 31 maart een tabel die, voor elke technologie geïnstalleerd in de Belgische regelzone waarvoor een reductiefactor wordt berekend overeenkomstig artikel 13, § 1, de hypothesen herneemt rond de marginale kosten die in rekening zijn genomen voor de berekening van de jaarlijkse inframarginale inkomsten. § 2. De derogatieaanvrager dient op elektronische wijze maximaal een aanvraag per eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, in bij de netbeheerder, uiterlijk twintigwerkdagen voor de uiterste indieningsdatum van het prekwalificatiedossier vermeld in artikel 7undecies, § 8, laatste lid van de wet van 29 april 1999.

De vormvereisten voor deze aanvraag worden door de commissie opgemaakt en ter beschikking gesteld op de website van de commissie ten laatste op 31 maart van het jaar van de veiling. Deze aanvraag omvat minstens volgende elementen : 1° identificatie van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, zoals bepaald in de werkingsregels, en de veiling waarop de aanvraag van toepassing is;2° een nauwkeurige inschatting en beschrijving, of beschrijving van de desgevallende afwezigheid, van volgende kostencomponenten met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is : a) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, jaarlijkse vaste operationele en onderhoudskosten (in €/jaar), inclusief verdere specificatie van vaste nettarieven en de activatiekosten voor de beschikbaarheidstests gevraagd door Elia zoals bepaald in de werkingsregels indien deze relevant geacht worden, aangevuld met, indien van toepassing, de hypothesen met betrekking tot minstens het aantal uren tijdens dewelke de eenheid (eenheden) geactiveerd is (zijn) en het aantal starts of activaties waarop deze inschattingen gebaseerd zijn, alsook de relatie tussen de vaste kosten en enerzijds het aantal activaties en anderzijds het aantal draaiuren;b) vaste kosten gerelateerd aan het beheer van een portfolio van leveringspunten relevant voor het opereren in de energiemarkt (in €/jaar) door de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is;c) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, recurrente investeringskosten op jaarbasis die niet rechtstreeks verband houden met een verlenging van de technische levensduur van de installatie of met een verhoging van het nominaal referentievermogen, in voorkomend geval met inbegrip van de provisies voor grote onderhoudswerken aan installaties die niet noodzakelijk elk jaar gebeuren (in €/jaar), aangevuld met, indien van toepassing, de hypothesen met betrekking tot minstens het aantal uren tijdens dewelke de eenheid (eenheden) geactiveerd is (zijn) en aantal starts of activaties waarop deze inschattingen gebaseerd zijn, alsook de relatie tussen de vaste kosten en enerzijds het aantal activaties en anderzijds het aantal draaiuren;d) opgesplitst in voorkomend geval per leveringspunt, geannualiseerde niet-recurrente investeringskosten relevant voor het leveren van de dienst met de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is (in €/jaar);e) variabele kosten voor het aanbieden van energie (in €/MWh), inclusief verdere specificatie van, indien van toepassing, ten minste volgende elementen die in deze variabele kosten inbegrepen zijn : variabele operationele en onderhoudskosten inclusief variabele nettarieven indien deze relevant geacht worden, efficiëntiefactor of in geval van opslagsystemen, round trip efficiëntie;f) Voor een geaggregeerde offerte, het verschil tussen de aangeboden capaciteit en de som van de geïnstalleerde capaciteit van de verschillende leveringspunten;g) Opstartkosten of vaste activatiekosten door specificatie van de kost per start of activatie exclusief kosten gerelateerd aan de louter voor de opstart noodzakelijke brandstof (in €/start of €/activatie), aangevuld met, indien van toepassing, indicatie van het type en de hoeveelheid louter voor de opstart noodzakelijke brandstof (in GJ/start). Voor elke investering dienen minstens de volgende gegevens te worden aangeleverd : totale investeringskost, financieringskost inclusief gewogen gemiddelde kapitaalskost, economische levensduur van de investering, motivatie m.b.t. de relevantie voor het leveren van de dienst, realisatiejaar van de investering en geannualiseerde kost die daaruit voortvloeit.

De in aanmerking komende niet-recurrente investeringskosten voor het berekenen van de `missing-money' van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, zijn de initiële en niet terugkerende investeringsuitgaven die worden besteld vanaf de eerste beslissing in toepassing van artikel 7undecies, § 6 van de Elektriciteitswet en die ten laatste de dag voorafgaand aan de eerste dag van de periode van capaciteitslevering worden uitgevoerd. 3° indien van toepassing, een nauwkeurige inschatting en beschrijving van de inkomsten (in €/jaar) met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is, andere dan jaarlijkse inframarginale inkomsten en netto opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten bedoeld in paragraaf 8, 3° en 4°, zoals bijvoorbeeld maar niet noodzakelijk beperkt tot stoom en/of warmte-gerelateerde inkomsten;4° indien van toepassing, een nauwkeurige inschatting van de operationele beperkingen gelinkt aan de uitbating die een invloed hebben op het leveren van de dienst met de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, en een beschrijving van de impact van die beperkingen op de inkomsten, tijdens de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is, zoals bijvoorbeeld en maar niet noodzakelijk beperkt tot : energiebeperkingen, activatiebeperkingen, geplande onderhoudsmomenten, must run beperkingen;5° een nauwkeurige inschatting en berekening van het "missing-money" (in €/MW/jaar) van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft voor de periode van capaciteitslevering waarop de aanvraag van toepassing is. De componenten aangeleverd door de derogatieaanvrager bedoeld in punt 2° tot 4° ter ondersteuning van zijn aanvraag dienen specifiek te zijn aan de betrokken eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft. § 3. De netbeheerder controleert de volledigheid van de aanvraag en informeert de derogatieaanvrager op elektronische wijze over het resultaat van haar volledigheidscontrole, binnen tien werkdagen na ontvangst van de aanvraag. In geval van een onvolledige aanvraag, heeft de derogatieaanvrager de mogelijkheid om de ontbrekende informatie aan te vullen. Indien de derogatieaanvrager zijn aanvraag niet binnen vijf werkdagen na notificatie van de resultaten van de volledigheidscontrole door de netbeheerder heeft vervolledigd, wordt de aanvraag onontvankelijk verklaard door de netbeheerder.

De netbeheerder informeert de derogatieaanvrager van het resultaat van de ontvankelijkheidscontrole. § 4. De netbeheerder maakt de als ontvankelijk beschouwde aanvragen op elektronische wijze over aan de commissie, met vermelding van het uniek identificatienummer afkomstig van de prekwalificatieprocedure, uiterlijk twee werkdagen na de uiterste indieningsdatum van het prekwalificatiedossier, zoals bepaald in artikel 7undecies, paragraaf 8, laatste lid van de wet van 29 april 1999. § 5. De commissie beoordeelt de gegrondheid van elke ontvankelijke derogatieaanvraag die gerelateerd is aan een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft.

Te dien einde, beoordeelt de commissie de aanvaardbaarheid van de kostencomponenten, de inkomsten en de impact van de beperkingen bedoeld in paragraaf 2, 2° tot en met 4°. In het kader van die beoordeling kan de commissie een advies vragen van een onafhankelijke deskundige, waaronder de onafhankelijke deskundige bedoeld in artikel 17, § 1.

Voor alle kostencomponenten, inkomsten en impact van de beperkingen bedoeld in paragraaf 2, 2° tot en met 4° die de commissie als onaanvaardbaar beoordeelt, bepaalt de commissie een alternatieve inschatting. Indien de commissie van oordeel is dat aanvullende informatie wenselijk is voor haar beoordeling, kan zij de derogatieaanvrager uitnodigen om zijn opmerkingen te laten gelden binnen een termijn van 10 werkdagen binnen ontvangst van het verzoek tot aanvullende informatie. De commissie kan, binnen eenzelfde termijn, de derogatieaanvrager tot een hoorzitting uitnodigen om zijn aanvraag toe te lichten. § 6. De commissie maakt het resultaat van haar beoordeling bedoeld in paragraaf 5 op elektronische wijze over aan de netbeheerder, ten laatste vijfendertig werkdagen na de ontvangst van het dossier bedoeld in § 4. Op basis van deze informatie berekent de netbeheerder het verwachte "missing-money", zoals beschreven in paragrafen 7 en 8. § 7. De netbeheerder bezorgt aan de commissie op elektronische wijze het door hem berekende verwachte "missing-money", ten laatste vijfentwintig werkdagen na ontvangst van de resultaten van beoordeling van de commissie bedoeld in paragraaf 5.

Deze berekening van het verwachte "missing-money" gebeurt op basis van : 1° de vaste en variabele kostencomponenten, de investeringskosten en de andere inkomsten dan deze uit de energiemarkt of de markt voor ondersteunende diensten bedoeld in paragraaf 2, 2°, 3°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld paragraaf 5;2° de reductiefactor van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, zoals vastgesteld in de prekwalificatie voor de betrokken veiling;3° een raming van de jaarlijkse inframarginale inkomsten (in €/MW/jaar), op basis van : a) een simulatie van de elektriciteitsmarkt zoals bedoeld in artikel 12;b) het referentiescenario bedoeld in artikel 4, paragraaf 7, gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is;c) de mediaan (P50) inkomsten, gelimiteerd tot het niveau van de uitoefenprijs, of eventueel tot de gemotiveerde aangegeven marktprijs voor de eenheid in de capaciteitsmarkt zonder een dagelijks programma of eenheden, indien het gekoppelde capaciteiten betreft, van toepassing in de door de veiling beoogde leveringsperiode zoals bedoeld in artikel 26, verminderd met de variabele kosten en de opstartkosten of vaste activatiekosten voor het aanbieden van energie, en rekening houdend met andere operationele beperkingen gelinkt aan de uitbating bedoeld in respectievelijk paragraaf 2, 2° en 4°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 5;4° een raming van de netto opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten (in €/MW/jaar) : a) geëvalueerd op basis van de technologie waartoe de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten, waarop de aanvraag van toepassing is, behoort;b) overeenkomend met de gemiddelde historische kosten van de reserveringen door de netbeheerder van de balanceringsdiensten, op basis van de afgelopen zesendertig maanden;c) rekening houdend met de kosten, inclusief de opportuniteitskosten, die verband houden met de levering van deze balanceringsdiensten, teneinde dubbeltellingen tussen inframarginale inkomsten op de energiemarkt en opbrengsten van de levering van balanceringsdiensten te vermijden. § 8. De netbeheerder berekent het verwachte "missing-money", als volgt : 1° de som van de vaste kostencomponenten en investeringskosten bedoeld in paragraaf 2, 2°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 5, gedeeld door het meest recent nominaal referentievermogen van de betreffende eenheid in de capaciteitsmarkt, of door de som van de meest recente nominale referentievermogens van de betreffende eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft;2° verminderd met de inkomsten bedoeld in paragraaf 7, 3° ;3° verminderd met de opbrengsten bedoeld in paragraaf 7, 4° ;4° verminderd met de inkomsten bedoeld in paragraaf 2, 3°, overeenkomstig het resultaat van de beoordeling bedoeld in paragraaf 7, gedeeld door het meest recent nominaal referentievermogen van de betreffende eenheid in de capaciteitsmarkt, of door de som van de meest recente nominale referentievermogens van de betreffende gekoppelde eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft;5° het totale resultaat wordt gedeeld door de reductiefactor bedoeld in paragraaf 7, 2°. § 9. De verwachte inkomsten worden ingeschat overeenkomstig artikel 6(9) van de methodologie zoals bedoeld in artikel 23, lid 5 van Verordening (EU) 2019/943 van zodra de methode overeenkomstig artikel 6(9)(a) iii voor de studie overeenkomstig artikel 7bis, § 1 van de wet van 29 april 1999 beschikbaar en geïmplementeerd is, na eventuele noodzakelijke aanpassingen om de methode toe te passen binnen de specifieke context van de derogaties van de intermediaire maximumprijs. § 10. De commissie neemt een beslissing met betrekking tot de gegrondheid van elke ontvankelijke derogatieaanvraag die gerelateerd is aan een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft. § 11. De commissie aanvaardt de aanvraag voor derogatie van de intermediaire maximumprijs enkel indien het verwachte niveau van het "missing-money" van de eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, berekend overeenkomstig § 8, hoger is dan de intermediaire maximumprijs gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999. § 12. De commissie maakt haar beslissing over aan de derogatieaanvrager en de netbeheerder, per aangetekend schrijven tegen ontvangstbewijs, ten laatste vijf werkdagen na ontvangst van de berekening door de netbeheerder van het verwachte "missing-money" overeenkomstig § 8. § 13. Indien de aanvraag betrekking heeft op een eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, die, geklasseerd is (zijn) door de commissie in een capaciteitscategorie geassocieerd aan een capaciteitscontract voor meer dan één enkele periode van capaciteitslevering overeenkomstig het Koninklijk Besluit tot vaststelling van de investeringsdrempels en de criteria voor de in aanmerking komende investeringskosten, vastgesteld overeenkomstig artikel 7undecies, § 9 van de wet van 29 april 1999, wordt de aanvraag door de commissie verworpen. § 14. Indien de aanvraag wordt aanvaard door de commissie, heeft de derogatieaanvrager het recht om voor de in de aanvraag opgenomen eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, biedingen in te dienen in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, die gelimiteerd zijn tot het missing-money vermeld in § 2, 5°. § 15. Indien de aanvraag wordt verworpen door de commissie op een andere grondslag dan § 13, dient de derogatieaanvrager die alsnog een bieding wenst in te dienen in de veiling die hoger is dan de intermediaire maximumprijs, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999, beroep in te stellen overeenkomstig de artikelen 29bis en 29quater van de wet van 29 april 1999. De verklaring waarin de derogatieaanvrager bevestigt dat hij dergelijk beroep zal instellen, dient te worden overgemaakt aan de netbeheerder en de commissie uiterlijk twee werkdagen voor de uiterste indieningsdatum van de biedingen bedoeld in artikel 7undecies, § 10. De indiening van de verklaring geeft de derogatieaanvrager het recht om voor de in de aanvraag opgenomen eenheid in de capaciteitsmarkt, of eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, biedingen in te dienen in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, die gelimiteerd zijn tot het missing-money vermeld in § 2, 5°. § 16. Indien niet tijdig beroep werd ingesteld overeenkomstig de artikelen 29bis en 29quater van de wet van 29 april 1999, of indien tijdig beroep werd ingesteld overeenkomstig de artikelen 29bis en 29quater van de wet van 29 april 1999, uiterlijk tien werkdagen na betekening van de in kracht van gewijsde getreden beslissing waarbij de verwerping van de aanvraag door de commissie wordt bevestigd, past de netbeheerder eenzijdig het betrokken capaciteitscontract aan, door de capaciteitsvergoeding voor de transactie die voortvloeit uit de weerhouden bieding met betrekking tot de eenheid in de capaciteitsmarkt, of weerhouden biedingen met betrekking tot de eenheden indien het gekoppelde capaciteiten betreft, in de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, te reduceren tot het niveau van de intermediaire maximumprijs gerelateerd aan de veiling waarop de aanvraag van toepassing is, vastgesteld door de minister in de beslissing bedoeld in artikel 7undecies, paragraaf 6 van de wet van 29 april 1999. § 17. De reductie vermeld in voorgaand lid doet geen afbreuk aan het resultaat van de veiling en geeft geen enkel recht aan de capaciteitsleverancier om een capaciteitscontract te beëindigen. HOOFDSTUK 8. - Referentieprijs en uitoefenprijs

Art. 23.§ 1. Voor een eenheid in de capaciteitsmarkt gelden de referentieprijs en de uitoefenprijs in de terugbetalingsverplichting bedoeld in artikel 7undecies, § 11, van de wet van 29 april 1999, voor elk ogenblik van de periode van capaciteitslevering. § 2. De terugbetalingsverplichting wordt uitgedrukt in euro per uur (€/h). § 3. De modaliteiten van de terugbetalingsverplichting worden in de werkingsregels bepaald en worden meer gedetailleerd beschreven in het capaciteitscontract. § 4. De terugbetalingsverplichting wordt bepaald per transactie van een eenheid in de capaciteitsmarkt. § 5. De eenheden in de capaciteitsmarkt die (gedeeltelijk of volledig) onbeschikbaar zijn, zijn vrijgesteld van de terugbetalingsverplichting wegens gerechtvaardigde onbeschikbaarheid, in verhouding met hun onbeschikbaarheid zoals bepaald door de werkingsregels : 1° De betreffende onbeschikbaarheid moet aan de netbeheerder worden meegedeeld voorafgaand aan de detectie van de ogenblikken waarop de monitoring van de beschikbaarheid van de eenheden in de capaciteitsmarkt, zoals bepaald in de werkingsregels, plaatsvindt.2° Een beschikbaarheidsratio wordt gedefinieerd door de verhouding van de beschikbare capaciteit in de zin van de beschikbaarheidsverplichting bedoeld in artikel 7undecies, § 11, van de wet van 29 april 1999 tegenover de totale gecontracteerde capaciteit (zoals gedefinieerd in de werkingsregels), berekend per eenheid. § 6. De terugbetalingsverplichting is het resultaat van de vermenigvuldiging van : - het positieve verschil tussen de referentieprijs bedoeld in artikelen 24 en 25 en de uitoefenprijs bedoeld in artikel 26 voor het gegeven uur; - met de gecontracteerde capaciteit voor datzelfde uur; - met de beschikbaarheidsratio van een eenheid in de capaciteitsmarkt op een gegeven uur die overeenkomt met de verrekening in de terugbetalingsverplichting van de al dan niet geplande onbeschikbaarheden van de eenheid in de capaciteitsmarkt. § 7. Voor de eenheden in de capaciteitsmarkt met energiebeperking(en) is de terugbetalingsverplichting voor de transactie of transacties van de eenheid in de capaciteitsmarkt met energiebeperking(en) van toepassing op elk gegeven uur in de periode van capaciteitslevering waarvoor een berekening van de bewezen beschikbare capaciteit in aanmerking wordt genomen volgens de werkingsregels. § 8. Voor de eenheden in de capaciteitsmarkt met energiebeperking(en) vervangt de gecontracteerde capaciteit, gedeeld door de reductiefactor van de transactie, de gecontracteerde capaciteit in de terugbetalingsverplichting van § 6 . § 9. De terugbetalingsverplichtingen die verband houden met transacties op de primaire markt of op de secundaire markt waarvoor de transactieperiodes één of meerdere volledige leveringsperioden betreft (zoals gedefinieerd in de werkingsregels) gedurende een periode van capaciteitslevering zijn het voorwerp van een mechanisme dat de verliezen beperkt ("Stop-Loss"). Dit betekent dat de terugbetalingsverplichting van een dergelijke transactie niet hoger kan zijn dan de som van de capaciteitsvergoedingen van de betrokken transactie (zoals gedefinieerd in de werkingsregels) voor die eenheid in de capaciteitsmarkt gedurende dezelfde periode van capaciteitslevering. § 10. De Algemene Directie Energie voert na de eerste veiling in het voorjaar van 2022, en nadien elke twee jaar, een techno-economische analyse uit die de biedingen en de uitslag van de veiling onderzoekt.

Hierin zal in het bijzonder het effect van de terugbetalingsverplichting onderzocht worden. De Algemene Directie Energie legt de analyse ter openbare raadpleging voor. De analyse en het consultatieverslag worden door de AD Energie voor advies voorgelegd aan de commissie en de netbeheerder, die hun advies aan de Minister van Energie bezorgen binnen dertig dagen na ontvangst van de analyse en het consultatieverslag.

Art. 24.De referentieprijs van een eenheid in de capaciteitsmarkt wordt waargenomen voor elk uur van de terugbetalingsverplichting in de eenvormige day-aheadkoppeling zoals beschreven in artikel 25 en wordt uitgedrukt in euro per MWh voor een gegeven periode.

Art. 25.§ 1. De referentieprijs die wordt toegepast bij de berekening van de terugbetalingsverplichting van een eenheid in de capaciteitsmarkt wordt waargenomen in de prijs van de eenvormige day-aheadkoppeling van de gekozen NEMO die in België actief is op de elektriciteitsmarkt voor de gedefinieerde producten in eenvormige day-aheadkoppeling. § 2. De modaliteiten van de referentieprijs met betrekking tot onder meer de keuze, wijziging, vervanging in geval van ontbrekende gegevens of beëindiging van de activiteit van de gekozen NEMO worden in de werkingsregels vastgelegd. § 3. De referentieprijs die wordt toegepast voor onrechtstreekse buitenlandse capaciteit wordt vastgesteld volgens de bepalingen in het Koninklijk Besluit tot vaststelling van de ontvankelijkheidscriteria bedoeld in artikel 7undecies, § 8, eerste lid, 3°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, wat betreft de voorwaarden en modaliteiten waaronder houders van onrechtstreekse buitenlandse capaciteit kunnen deelnemen aan de prekwalificatieprocedure in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme en volgt de principes uit § 1 en § 2 toegepast op de desbetreffende aangrenzende Europese Lidstaat.

Art. 26.§ 1. Er wordt een uitoefenprijs toegepast voor de berekening van de terugbetalingsverplichting voor alle transacties die in hetzelfde jaar worden gecontracteerd. § 2. Voor gecontracteerde capaciteiten die meer dan één periode van capaciteitslevering bestrijken, wordt de uitoefenprijs vanaf de tweede periode van capaciteitslevering geactualiseerd op basis van een index van de evolutie van de Belgische elektriciteitsprijs, waarvoor de modaliteiten betreffende de berekening in de werkingsregels en/of het capaciteitscontract gedefinieerd zijn. § 3. De uitoefenprijs van een eenheid in de capaciteitsmarkt zonder dagelijks programma voor de beschouwde periode is de maximale waarde tussen de uitoefenprijs van de gecontracteerde capaciteit en de aangegeven marktprijs. De aangegeven marktprijs voor de beschouwde periode is gelijk aan de prijs op de eenvormige day-aheadkoppeling waarboven de capaciteitsleverancier heeft aangegeven dat de eenheid in de capaciteitsmarkt de energie aan de energiemarkt zou leveren, in overeenstemming met de werkingsregels. De werkingsregels voorzien via regels inzake de monitoring op de beschikbaarheid van de capaciteiten evenzeer in de nodige stimulansen om een correcte weergave te bekomen van de aangegeven marktprijs.

Art. 27.§ 1. De methodologie voor de kalibratie van de uitoefenprijs bestaat erin om een actualisering van het niveau van de uitoefenprijs te bepalen binnen een vooraf bepaald spectrum, waarbij ervoor wordt gezorgd dat in de eenvormige day-aheadkoppeling een redelijk capaciteitsvolume wordt aangeboden en in de eenvormige day-aheadkoppeling wordt gekozen vooraleer de uitoefenprijs bereikt is. Om dit niveau van de uitoefenprijs te beoordelen, gebruikt men een glijdend venster op de historische prijzen van de eenvormige day-aheadkoppeling, aangevuld met bijkomende overwegingen met betrekking tot de energiemarkt.

De methodologie bestaat uit : Als eerste stap, het verzamelen van de historische uurcurven van het elastische aanbod (MW; €/MWh) en de elastische vraag (MW; €/MWh) die het geheel weergeven van alle biedingen ingediend op de eenvormige day-aheadkoppelingsmarkt van alle NEMO's in de drie voorafgaande winterperioden, met uitzondering van de biedingen onder of gelijk aan de nulprijs en van de biedingen aan de toegelaten maximumprijs. Alle types ingediende biedingen worden in aanmerking genomen voor zover men deze technisch kan verwerken.

Vooraleer dergelijke gegevens te gebruiken, wordt in de tweede stap een relevante voorfiltering toegepast, om coherent te zijn met en te focussen op de relevantste ogenblikken met betrekking tot de bevoorradingszekerheid. Alleen de wekelijkse piekuren van de drie vorige winterperioden worden gebruikt.

Als derde stap compileert men deze gegevens om een geaggregeerde curve op te stellen die de vraag- en de aanbodcurven cumuleert per prijsniveau voor elk piekuur van de drie winterperioden, waarbij de deelname van de capaciteiten in de eenvormige day-aheadkoppeling (uitgedrukt in volume) als functie van het prijsniveau wordt weergegeven.

Als vierde stap stelt men per winterperiode een gemiddelde curve van de geaggregeerde curven op.

Als vijfde stap normaliseert men de gemiddelde curve voor de winterperiode op basis van het gemiddelde totale uurvolume van de winterperiode.

Het totale uurvolume over de beschouwde winterperiode is het punt met het hoogst waargenomen vermogen op de gemiddelde curve voor de winterperiode.

Als zesde stap stelt men de kalibratiecurve van de uitoefenprijs op, op basis van een gewogen gemiddelde van de gemiddelde curven van de vorige winterperioden. Het gewogen gemiddelde is gebaseerd op het gemiddelde totale uurvolume van elk van de gemiddelde curven. § 2. De gekalibreerde uitoefenprijs wordt geselecteerd op de kalibratiecurve, op een punt tussen een minimum van 75 procent en een maximum van 85 procent.

De gekozen uitoefenprijs houdt rekening met de volgende overwegingen : 1° de variabele kosten van de eenheden met dagelijks programma op de markt, zodanig dat zij onder de gekozen uitoefenprijs liggen en bepaald zijn op basis van de simulatie van de elektriciteitsmarkt bedoeld in artikel 12;2° de vorm van de kalibratiecurve;3° de evoluties van de energiemarkt;4° de stabiliteit van de uitoefenprijs in de tijd;5° een redelijke kans dat de uitoefenprijs door de referentieprijs wordt bereikt. HOOFDSTUK 9. - Slotbepalingen

Art. 28.Bij wijze van overgangsmaatregel kan voor de eerste veiling afgeweken worden van de in de in hoofdstukken 2 tot en met 6 van dit besluit vooropgestelde kalender, voor zover hiermee niet wordt afgeweken van de kalender bepaald in artikel 7undecies van de wet van 29 april 1999.

Art. 29.Dit besluit treedt in werking de dag waarop het in het Belgisch Staatsblad wordt bekendgemaakt.

Art. 30.De minister bevoegd voor Energie is belast met de uitvoering van dit besluit.

Gegeven te Brussel, 28 april 2021.

FILIP Van Koningswege : De Minister van Energie, T. VAN DER STRAETEN