TUSSEN DROOM EN DAAD Het Europese kader voor capaciteitsmechanismen*

TUSSEN DROOM EN DAAD Het Europese kader voor capaciteitsmechanismen* Lothar Van Driessche Advocaat bij Linklaters LLP te Brussel

Niels Baeten Advocaat bij Linklaters LLP te Brussel

INLEIDING 1. In een ideale wereld zou het Europese Target Model voor de elektriciteitsmarkten, dat gebaseerd is op de theorie van piekuurprijzen in zuivere energiemarkten, de markt voldoende aansturen om de toereikendheid en flexibiliteit van het energiesysteem te handhaven. In de praktijk blijken daartoe niet altijd alle voorwaarden vervuld. Een onelastische vraag, een steile bevoorradingscurve bij hogere prijzen en gebrekkige opslagmogelijkheden doen de prijzen snel stijgen. Hoewel economisch mogelijk verantwoord, zijn te hoge prijzen voor te lange of te frequente periodes politiek niet aanvaardbaar, waardoor overheden rechtstreeks of onrechtstreeks ingrijpen op de prijs en zogenaamde problemen van ontbrekend geld ontstaan. Deze onvolkomenheden van de zuivere energiemarkt hebben lidstaten ertoe aangezet om maatregelen te nemen onder de vorm van capaciteitsmechanismen om de bevoorradingszekerheid te garanderen. 2. De ongecoördineerde uitwerking van diverse vormen van capaciteitsmechanismen in de lidstaten, ingegeven doordat de concrete drivers verschillen van lidstaat tot lidstaat, heeft een sterke impact op de (verdere eenmaking van de) Europese interne energiemarkt, de grensoverschrijdende handel in elektriciteit en de mededinging. Daarom springen capaciteitsmechanismen reeds enige tijd bijzonder in het oog van de Europese Commissie, hetgeen heeft genoopt tot de uitwerking van een strikt Europees kader. *

De bijdrage is geschreven in eigen naam en bindt enkel de auteurs. De auteurs wensen hun collega’s Arnaud Coibion en Thomas Franchoo te danken voor hun steun bij het totstandkomen van deze bijdrage.

Intersentia

1

Lothar Van Driessche en Niels Baeten

3. Deze bijdrage gaat dieper in op het fenomeen van capaciteitsmechanismen, de noodzaak ervan, de variatie erin en het keurslijf waarbinnen de Commissie capaciteitsmechanismen beoogt te duwen. Ze blikt daarnaast vooruit op toekomstige initiatieven van de Commissie.

HOOFDSTUK 1. ZUIVER E ENERGIEMARKT VERSUS CAPACITEITSMECHANISMEN AFDELING 1. TOER EIKENDHEID VERSUS FLEXIBILITEIT § 1. Terminologie 4. Alvorens in te gaan op het hoe en waarom van capaciteitsmechanismen, is het nuttig om wat terminologische klaarheid te scheppen. De specifieke termen die in deze bijdrage worden gebruikt, vinden veelal hun oorsprong in het Engels, de taal waarin de meeste bijdragen omtrent het onderwerp zijn geschreven. Waar Nederlandse terminologie wordt gebruikt in Europese beleidsdocumenten hebben de auteurs deze waar mogelijk overgenomen, behoudens waar dit onduidelijkheid of verwarring creëert. 5. De term “bevoorradingszekerheid” (“security of supply” of “energy security”), soms ook aangeduid als “voorzieningszekerheid”, wordt in diverse contexten gebruikt om diverse zaken aan te duiden, en dekt bijgevolg meerdere ladingen. Als omvattende categorie, worden met de term bevoorradingszekerheid gewoonlijk de volgende zaken bedoeld: i) Bevoorradings- of voorzieningszekerheid in de strikte zin (“generation adequacy”). Dit slaat op de beschikbaarheid van voldoende productiecapaciteit op lange en middellange termijn om te voldoen aan de vraag, met inbegrip van piekmomenten (waarop de vraag zeer hoog is) of momenten waarop vaste capaciteit (“firmness”) is vereist als back-up om (variabele) hernieuwbare productie af te wisselen.1 Dit vereist voldoende investeringen in nieuwe productiecapaciteit, en tegelijk dat voldoende capaciteit in de markt blijft. Europese beleidsdocumenten hanteren hiervoor ook de term “leveringszekerheid”. 1

2

Zie Eurelectric, “Contribution to a Reference Model for European Capacity Markets”, position paper, maart 2015, 7, www.eurelectric.org/media/169068/a_reference_model_for_european_capacity_markets-2015-030-0145-01-e.pdf. Definities zijn ook uitgewerkt in documenten van Europese instanties, o.a. Commissie, “Consultation Paper on generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market in electricity”, 15 november 2012, 1, https:// ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/20130207_generation_adequacy_consultation_ document.pdf en ACER, “Opinion on Capacity Markets”, 15 februari 2013, nr. 05/2013, 5, www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Opinions/Opinions/ACER%20 Opinion%2005-2013.pdf. Intersentia

Tussen droom en daad

ii)

iii)

iv)

Deze term is echter verwarrend, vermits levering dient te worden onderscheiden van productie. De term “toereikendheid” lijkt ons beter geschikt, zonder tegelijk verwarring te veroorzaken met bevoorradings- of voorzieningszekerheid in de brede zin. In deze bijdrage zullen wij dan ook de term toereikendheid hanteren om het Engelse generation adequacy aan te duiden. Flexibiliteit (“flexibility and balancing adequacy”). Dit verwijst naar de mogelijkheid van een systeem om op korte tot zeer korte termijn (continu) te reageren op wijzigingen, zowel verwacht als onverwacht, in het evenwicht tussen vraag en aanbod. Flexibiliteit situeert zich zowel aan de aanbod- als de vraagzijde (i.e., door vraagbeheersing of “demand-side response” – DSR), met inbegrip van opslagcapaciteit.2 Flexibiliteit omvat zo onder meer de mogelijkheid van productie-eenheden om snel op te starten, capaciteit op te drijven (“ramp-up”), te produceren met frequente/korte cyclussen en te functioneren met een lage minimale lading.3 Beschikbaarheid van brandstof (“ fuel adequacy”). Elektriciteit is een secundaire energiebron, en vereist de omzetting van een primaire energiebron, zoals fossiele brandstoffen (steenkool, olie en gas), nucleaire splijtstof of hernieuwbare bronnen (wind, water, zon). De beschikbaarheid van dergelijke primaire bronnen is primordiaal voor de bevoorradingszekerheid, en hangt veelal af van externe (natuurlijke, geopolitieke) factoren. Netwerkcapaciteit (“network adequacy”). Elektriciteit wordt getransporteerd via transmissie- (hoog- en middenspanning) en distributienetwerken (laagspanning). De beschikbaarheid van capaciteit op deze netwerken, evenals de verbindingen tussen de netwerken van de verschillende Europese lidstaten (koppellijnen of interconnectors) zijn eveneens van groot belang voor de bevoorradingszekerheid van ieder land afzonderlijk, vermits deze de fysieke invoer van elektriciteit uit het buitenland mogelijk maken. Ze maakt het voorwerp uit van capaciteitsallocatie- en congestiebeheerprocedures (CACM) en coördinatie van investeringen tussen netbeheerders.4

6. Hoewel de elementen van bevoorradingszekerheid bedoeld onder punten iii) en iv) van even groot belang zijn (en met hun eigen problemen kampen), en hiermee ook rekening dient te worden gehouden bij de probalistische schattingen van de beschikbaarheid van productiecapaciteit die ook in het kader van capaci-

2 3

4

Ibid. A. Henriot en J.-M. Glachant, “Capacity remuneration mechanisms in the European market: now but how?”, EUI Working Papers, Florence School of Regulation, RSCAS 2014/84, september 2014, 1. In dit kader kan in het bijzonder worden verwezen naar de Europese netwerkcodes die worden ontwikkeld in de schoot van het European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), de vereniging van Europese transmissienetbeheerders voor elektriciteit, en de tienjarige ontwikkelingsplannen van de netbeheerders op Europees niveau (“tenyear network development plans” – TYNDP).

Intersentia

3


teitsmechanismen van belang zijn, focust deze bijdrage op de eerste twee elementen, zoals bedoeld in punten i) en ii) hiervoor, en dienen verwijzingen naar bevoorradingszekerheid te worden gelezen als verwijzingen naar toereikendheid en flexibiliteit. § 2. Vergoeding van flexibiliteit 7. Over het algemeen wordt van de markt verwacht dat zij accurate (prijs)signalen uitzendt om de toereikendheid van het systeem te handhaven op lange en middellange termijn, terwijl (prijs)signalen op korte termijn de nodige flexibiliteit moeten opleveren. Mechanismen om hierop in te grijpen (buiten de markt voor elektriciteit en ondersteunende diensten om), zoals capaciteitsmechanismen, zouden zodoende ook kunnen worden opgedeeld in langetermijnmechanismen voor de toereikendheid en kortetermijnmechanismen voor de flexibiliteit. Beide zijn echter nauw verbonden.5 8. Een mechanisme om toereikendheid te verzekeren, zoals in afdeling 3 van dit hoofdstuk uitgebreider wordt besproken, levert een vergoeding op voor de beschikbaarheid van capaciteit. Tegenover die vergoeding staat logischerwijs een penalisatie in geval van onbeschikbaarheid van diezelfde capaciteit indien ze nodig is.6 Dit verhoogt de opportuniteitskost van onbeschikbaarheid voor de capaciteitsleverancier. Om te allen tijde beschikbaar te zijn, en deze kost te vermijden, zeker in een systeem met een sterk variërende lading (zoals een systeem met hoge penetratie van hernieuwbare productie), moeten minder flexibele eenheden vroeger beginnen te produceren. Zeker voor thermische eenheden met hoge variabele kost (vooral voor brandstof) impliceert dit mogelijk tijdelijk produceren met verlies om zeker beschikbaar te zijn wanneer nodig (de opportuniteitskost van onbeschikbaarheid ligt immers nog hoger). Investeringen in flexibele eenheden die snel kunnen opstarten en de productie opdrijven, vermijden dit. Op die manier kunnen mechanismen, met penalisatie, om toereikendheid te verhogen, minstens deels bijkomend investeringen in flexibiliteit aanmoedigen. Bij het evalueren van dergelijke mechanismen wordt dan ook best met beide zaken rekening gehouden. De klassieke opdeling in mechanismen voor de korte termijn ten behoeve van flexibiliteit en voor de lange termijn ten behoeve van toereikendheid7 wordt hierdoor gerelativeerd. 5 6

7

4

Ibid., 2-3. Een dergelijke penalisatie kan worden opgelegd door een centrale overheid of entiteit die het mechanisme coördineert, maar kan ook op basis van een marktmechanisme, zoals bijvoorbeeld het geval is bij contracten voor verschillen (“contracts for difference” of “CfD”), waarbij het verschil moet worden betaald tussen een vooraf vastgestelde strike prijs en de marktprijs indien de voorziene capaciteit niet kan worden geleverd. Een gelijkaardig principe vinden we terug bij betrouwbaarheidsopties (“reliability options”) als capaciteitsmechanisme – zie afdeling 3 van dit hoofdstuk. Zie bv. ook Thema Consulting Group e.a., “Capacity Mechanisms in Individual Markets within the IEM”, rapport voor DG ENER van de Europese Commissie, Directoraat B, juni Intersentia


9. Flexibiliteit kan zowel impliciet worden vergoed, via de marktprijs en arbitrage tussen de verschillende marktonderdelen, hetgeen voldoende hoge prijzen veronderstelt (zie afdeling 2 van dit hoofdstuk), als expliciet door nieuwe flexibiliteitsproducten te definiëren, die dan potentieel kunnen worden vergoed via een (capaciteits)mechanisme buiten de elektriciteitsmarkt. Echter kan de waaier aan beschikbare technologie en lokalisaties voor flexibiliteit worden beïnvloed, en meer bepaald gereduceerd, naargelang dit door de markt dan wel door een specifiek (capaciteits)mechanisme wordt gestuurd.8

AFDELING 2. WAAROM CAPACITEITSMECHANISMEN? § 1. Het Europese Target Model 10. De Europese interne market voor energie (IEM), waarvan de volledige implementatie in de lidstaten het doel uitmaakt van het Derde Energiepakket9, is gemodelleerd op het zogenaamde Target Model voor de Europese elektriciteitsmarkt.10 Dit Target Model beschrijft het kader voor een Europese geïntegreerde interne markt voor elektriciteit. Het Target Model gaat daarbij uit van een zuivere energiemarkt (“energy only market”). In zulke markten wordt in principe enkel het product elektriciteit vergoed (i.e., het aantal verkochte kilowatturen of kWh), aan marktprijzen die bijgevolg enkel dat product vergoeden, zonder een vergoeding voor de loutere beschikbaarheid van productiecapaciteit. Daarbij moet worden opgemerkt dat in zuivere energiemarkten ook vergoedingen mogelijk zijn voor ondersteunende diensten geleverd door producenten (en grote afnemers), onder meer in het kader

8 9

10

2013, 22, https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/fi les/documents/20130207_generation_adequacy_study.pdf. A. Henriot en J.-M. Glachant, supra 3, 3. Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van Richtlijn 2003/54/EG, Pb.L. 211/55, 14 augustus 2009 (de “Elektriciteitsrichtlijn”); Richtlijn 2009/73/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas en tot intrekking van Richtlijn 2003/55/EG, Pb.L. 211/94, 14 augustus 2009; Verordening (EG) nr. 713/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 tot oprichting van een Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators, Pb.L. 211/1, 14 augustus 2009; Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003, Pb.L. 211/15, 14 augustus 2009; en Verordening (EG) nr. 715/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor de toegang tot aardgastransmissienetten en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1775/2005, Pb.L. 211/36, 14 augustus 2009. Voor een outline van het Target Model door de Commissie kan worden verwezen naar het consultatiedocument rond marktkoppeling: “Public consultation on the governance framework for the European day-ahead market coupling”, COM D(2011) 1176339, 28 november 2011, http://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-market-coupling-electricity. Zie ook: M. Keay, “The EU ‘Target Model’ for electricity markets: fit for purpose?”, Oxford Energy Comment, Oxford Institute for Energy Studies, mei 2013.

Intersentia

5


van het netevenwicht (balancering). Dit is een onderdeel van flexibiliteit, en kan als dusdanig ook al als een soort capaciteitsbetaling worden gezien.11 11. i)

ii)

iii)

iv)

Het Target Model voorziet een marktontwerp voor elk tijdvak: een forward-markt op de lange termijn, waar deelnemers forward-contracten kunnen afsluiten voor elektriciteit om zich in te dekken tegen toekomstige prijsschommelingen (typisch t.o.v. de day-ahead marktprijzen); een day-ahead-markt (DAM) op de korte termijn, waar vraag en aanbod worden gecleard voor elk uur van de volgende dag, afhankelijk van beschikbare transmissiecapaciteit, via impliciete marktkoppeling; een intra-day markt (IDM) op de zeer korte termijn, waar handel in elektriciteit plaatsvindt tot een uur voor real-time om onevenwichten te verminderen; en een evenwichtsmarkt of markt voor ondersteunende diensten, waar door deelnemers geboden wordt voor reserves gecontracteerd met de transmissienetbeheerder (TNB) die schommelingen in real time moet opvangen, waarbij het type reserve (primair, secundair of tertiair) afhankelijk is van de snelheid van activering en duur van de gecontracteerde flexibiliteit.

Het Target Model houdt rekening met een geïntegreerde markt en grensoverschrijdende handel voor elk marktonderdeel, rekening houdend met congestie op de interconnectors voor zover toepasselijk (in overeenstemming met het congestiebeheer door de TNB’s).12 Figuur 1. Overzicht van het Target Model

Bron: ENTSO-E (2012) ATC: Available Transmission Capacity CfD: Contracts for Difference 11

CACM: Capacity Allocation and Congestion Management DAM: Day-Ahead Market FBMC: Flow Based Market Coupling

12

Thema Consulting Group e.a., supra 7, 19. Voor een meer uitgebreide bespreking van de verschillende marktonderdelen van het Target Model: zie Thema Consulting Group e.a., supra 7, 16-19.

6

Intersentia


§ 2. Werking van de zuivere energiemarkt onder het Target Model 12. In ideale omstandigheden levert de zuivere energiemarkt georganiseerd volgens het Target Model voldoende accurate prijssignalen op om toereikendheid en flexibiliteit te garanderen op korte termijn (in het bijzonder via de DAM, IDM en evenwichtsmarkt), alsook voldoende investeringsprikkels op lange termijn. 13. Kort samengevat, werkt prijsvorming op de zuivere energiemarkt, in afwezigheid van marktfalingen (zoals die kunnen voortvloeien, onder meer uit gebrekkige netwerkcapaciteit en de afwezigheid van vraagbeheersing), als volgt.13 Zowel vaste als variabele kosten van een productie-eenheid worden louter vergoed via de elektriciteitsprijs en de prijs voor ondersteunende diensten, op elk van de respectievelijke marktonderdelen zoals hiervoor uiteengezet. Het merendeel van de tijd is er meer capaciteit beschikbaar dan de vraag, waardoor de elektriciteitsprijs de marginale kost zal benaderen van de duurste eenheid. Alle eenheden met een variabele kost die lager ligt dan die marktprijs, i.e., basis- en tussencapaciteitseenheden (“base load” en “intermediate load”) kunnen tijdens deze uren, naast het dekken van hun variabele kost, het verschil gebruiken voor het recupereren van hun vaste kosten. Zogenaamde piekuurcapaciteitseenheden (“peak load”) kunnen aan deze marktprijs niet noodzakelijk hun vaste kosten terugverdienen. Tijdens sommige zogenaamde piekuren (“peak hours”) zal de marge tussen beschikbare capaciteit en piekende vraag (“peak demand”) verengen, waardoor de elektriciteitsprijs verhoogt met een schaarstepremie (“scarcity premium”) en boven de marginale kost uitstijgt. In een zuivere energiemarkt leidt dit soort situatie tot extreme prijspieken, die in theorie kunnen gaan tot aan de zogenaamde waarde van een verloren lading (“value of lost load” of “VOLL”)14, 15 Dit wordt typisch weergegeven door de steilheid van de bevoorradingscurve op zijn hoogste punt. Tijdens deze uren kunnen alle eenheden in de dispatchorde (basis, tussen- en piekuurcapaciteitseenheden) naast hun variabele hun vaste kosten recupereren. In een zuivere energiemarkt, zonder prijscorrec13

14

15

ACER, “Report on Capacity Remuneration Mechanisms and the Internal Market for Electricity”, 30 juli 2013, 3-4. Zie ook: Thema Consulting Group e.a., supra 7, 22, www.acer.europa. eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Publication/CRMs%20and%20the%20IEM%20 Report%20130730.pdf. VOLL vertegenwoordigt de waarde die eindverbruikers hechten aan energie die niet wordt geleverd. Met andere woorden, vertegenwoordigt VOLL de maximumprijs die eindverbruikers willen betalen voor elektriciteit, waarbij eenmaal de prijs dit punt bereikt, eindverbruikers onverschillig worden tussen enerzijds beleverd worden aan de betreffende prijs en anderzijds helemaal niet beleverd worden (en dus niks te betalen). VOLL is afhankelijk van de samenstelling van de vraag en de omstandigheden, maar ligt typisch zeer hoog (meerdere 1000 EUR/ kWh), waarbij dit echter in de praktijk moeilijk te meten valt. Vanuit een matching-perspectief komt het erop neer dat producenten hun marginale kost in de markt bieden, en de vraagzijde haar marginale VOLL, waarbij de prijs wordt bepaald door het marginale bod, met name de match tussen vraag en aanbod.

Intersentia

7


ties, zijn schaarste-uren met overeenkomstige schaarsteprijzen voldoende frequent om nieuwe investeringen in productiecapaciteit aan te trekken, en te verhinderen dat bestaande capaciteit, inclusief piekuurcapaciteitseenheden die nodig zijn voor de toereikendheid, van de markt verdwijnt.16 Dit vereist ook dat de vraag voldoende elastisch is (i.e., voldoende prijsgevoelig) om op nul te vallen bij het bereiken van VOLL. Dit is de theorie van de piekuurprijzen (“peak load pricing”-model). § 3. Ontoereikendheid van de zuivere energiemarkt 14. Volgens ACER17 kan een zuivere energiemarkt (georganiseerd volgens het Target Model) de nodige toereikendheid en flexibiliteit aan het energiesysteem bieden, voor zover voldaan is aan een aantal cumulatieve voorwaarden, waaronder i) ongehinderde prijsvorming op de markt op basis van vraag en aanbod (geen prijscorrecties of -restricties), ii) voldoende elastische vraag (i.e., de mogelijkheid om effectief te reageren op prijssignalen op korte termijn) en iii) prijzen die tijdens schaarste-uren kunnen stijgen tot het VOLL-niveau, hetgeen typisch impliceert dat een hoeveelheid van de vraag vrijwillig wordt ingetrokken, zodat de resterende vraag kan matchen met de beschikbare capaciteit. Indien aan deze voorwaarden is voldaan, zou de elektriciteitsmarkt in principe altijd moeten clearen (i.e., vraag en aanbod die elkaar opheffen, waardoor de markt in evenwicht is). Dit veronderstelt echter ook voldoende periodes van aangehouden hoge prijzen en voldoende frequente prijspieken (bij schaarsteprijzen), die immers nodig zijn om piekuurcapaciteitseenheden rendabel te houden (die op hun beurt nodig zijn voor de toereikendheid van het systeem).18 Een bijkomende voorwaarde voor een functionerende zuivere energiemarkt is regelgevende en politieke stabiliteit. Investeerders dienen gerust te zijn dat ze hun investeringen zullen terugverdienen via voldoende hoge en frequente schaarsteprijzen en dat overheden en regulators aan de verleiding zullen weerstaan om in te grijpen bij prijspieken. 15. Om verschillende redenen zijn die voorwaarden echter niet altijd vervuld. Om te beginnen is de vraag nog steeds zeer onelastisch, geïllustreerd door een (zeer) beperkte vraagbeheersing. Dit is deels te wijten aan de onbeschikbaarheid van tools voor een actiever aandeel van de vraagzijde in de markt (bv. door slimme

16

17 18

8

Immers, indien productie-eenheden van de markt verdwijnen door de afwezigheid van schaarsteprijzen en zonder andere inkomsten, bvb. uit ondersteunende diensten, zonder dat ze worden vervangen, werkt dit bijkomende schaarste in de hand, waardoor in principe de frequentie van schaarste-uren en -prijzen opnieuw zou moeten stijgen en op haar beurt nieuwe investeringen in productiecapaciteit aanmoedigen. ACER, Opinion, supra 1, 8-9. Enkel tijdens deze periodes van schaarsteprijzen kunnen peak load-eenheden in een zuivere energiemarkt hun vaste kosten recupereren. Intersentia


meters en netwerken), maar ook door een gebrek aan informatie omtrent (bestaande) manieren en opportuniteiten om aan vraagbeheersing te doen (o.a. door deelname aan de evenwichtsmarkt en het contracteren van reserves met TNB’s, onderbreekbare leveringscontracten etc.). Dit in combinatie met beperkte opslagmogelijkheden, de reeds genoemde steilheid van de bevoorradingscurve op zijn hoogste punt (bij het naderen van VOLL) en onzekerheid in de markt omtrent de hoogte van vraag en aanbod, leidt tot hoge tot zeer hoge prijzen en prijsgevoeligheid indien de marges tussen aanbod en vraag dun zijn. Daartegenover staat de beperkte politieke aanvaardbaarheid van prijspieken, die nochtans legitiem zijn om investeringen in toereikendheid en flexibiliteit te garanderen in een context van lage ladingsfactoren zoals hiervoor uiteen gezet, en de frequentie waarmee die voorkomen. Hoge energieprijzen hebben immers een impact op de industrie en de economie. Het gevolg is bij momenten significant ingrijpen door overheden, regelgevers en regulators in de prijsvorming, onder meer door rechtstreekse en onrechtstreekse prijscorrecties en caps. Dit leidt dan weer tot een tekort aan inkomsten om (vaste) investeringskosten terug te verdienen, waardoor die investeringen op termijn uitblijven. Dit probleem wordt typisch aangeduid als het probleem van het ontbrekend geld (“missing money problem”).19 Figuur 2. Illustratie van de steilheid van de bevoorradingscurve en het missing money problem Price

Missing money for all capacity VOLL pricing Price cap srmcpeak

Optimal longterm price duration curve srmc???? srmc????

Load factor Bron: THEMA/E3M/COWI (2013)

19

Zie omtrent het missing money problem meer uitgebreid Thema Consulting Group e.a., supra 7, 22-27.

Intersentia

9


16. Om deze redenen, niet het minst de politieke onaanvaardbaarheid van extreme prijspieken (bij schaarsteprijzen), worden lidstaten ertoe aangespoord om tussen te komen in de zuivere energiemarkt door de introductie van capaciteitsmechanismen. Capaciteitsmechanismen vergoeden beschikbaarheid als afzonderlijk product (uitgedrukt in kW of MW), bovenop de vergoeding die voor de elektriciteit als product zelf (uitgedrukt in kWh of MWh) kan worden verkregen via de markt voor elektriciteit (en ondersteunende diensten). Dit laat capaciteitsleveranciers toe om investeringen die noodzakelijk zijn voor de toereikendheid (lange termijn) en flexibiliteit (korte termijn) van het systeem terug te verdienen, via de vergoeding voor beschikbaarheid van capaciteit, zonder te moeten rekenen op prijspieken tijdens schaarste-uren op de elektriciteitsmarkt. Bepaalde types capaciteitsmechanismen functioneren dan ook meteen als een cap op de marktprijs voor elektriciteit en ondersteunende diensten (zoals bvb. strategische reserves – zie afdeling 3 van dit hoofdstuk). 17. Capaciteitsmechanismen kunnen bestaan naast en, enkel voor zover goed geïmplementeerd, complementair zijn met de gewone elektriciteitsmarkt en markt voor ondersteunende diensten onder het Target Model. In deze context is het bijvoorbeeld mogelijk dat de markt (in het bijzonder de evenwichtsmarkt) voldoende werkt om flexibiliteit te garanderen op korte termijn, maar een capaciteitsmechanisme als noodzakelijke toevoeging geldt om toereikendheid te garanderen op lange termijn20, al dient er nogmaals op te worden gewezen dat flexibiliteit en toereikendheid verweven zijn en mechanismen om bijvoorbeeld toereikendheid op de lange termijn te handhaven ook kunnen aanzetten tot investeringen in meer flexibele capaciteit (zie afdeling 1 van dit hoofdstuk). De kostprijs van capaciteitsmechanismen wordt op de ene of andere manier en afhankelijk van het type uiteindelijk gedragen door de eindverbruikers, die op die manier meebetalen voor de beschikbaarheid van de capaciteit nodig voor de toereikendheid en flexibiliteit van het systeem.

AFDELING 3. TYPOLOGIE § 1. Drivers 18. Op basis van het voorgaande kan worden geconcludeerd dat lidstaten capaciteitsmechanismen overwegen en implementeren ter realisatie van hoofdzakelijk drie doelstellingen: i) toereikendheid, ii) flexibiliteit en iii) vermindering van (prijs)risico’s en prijsvolatiliteit ten gevolge van de noodzaak voor producenten om hun vaste investeringskost terug te verdienen via schaarsteprijzen tijdens

20

10

Thema Consulting Group e.a., supra 7, 22. Intersentia


korte periodes, en ingevolge dominantie van bepaalde spelers op de markt met de mogelijkheid om de prijszetting te beïnvloeden.21 Figuur 3. Overzicht van doelstellingen voor capaciteitsmechanismen in geselecteerde EU-lidstaten

Bron: ACER (2013), op basis van input van verschillende nationale regulators (NRA’s)

19. Rekening houdend met die doelstellingen, wordt de keuze van het type capaciteitsmechanisme waarvoor lidstaten uiteindelijk opteren, zoals verder beschreven in § 2 hierna, gedreven door substantiële verschillen in de nationale energielandschappen. Deze kampen met verschillende soorten bedreigingen voor de bevoorradingszekerheid, die in zekere mate verschillende oplossingen vereisen. Dit verklaart meteen mede de grote verscheidenheid aan capaciteitsmechanismen in verschillende lidstaten, zowel naar typologie als naar uitwerking, en bijgevolg de moeilijkheid, en evenzeer de discussie over de wenselijkheid van Europese harmonisatie.22 Als we louter kijken naar België en de buurlanden, zien we reeds een aantal belangrijke onderscheiden in de drivers voor capaciteitsmechanismen, die zich ook vertalen in verschillende keuzes (zie § 2 hierna): i) België: onvoldoende capaciteit om extreem hoge pieken in de vraag te dekken (toereikendheid) wegens het onverwacht uitvallen van verschillende nucleaire eenheden; flexibiliteit nodig door sterke penetratie van wind en het verdwijnen van basiscapaciteit van gascentrales met gesloten cyclus (“Closed Cycle Gas Turbines” – CCGT) wegens gebrek aan rendabiliteit; missing money door ingrijpen in de retail prijzenmarkt; en noodzaak tot verdere ontwikkeling van vraagbeheersing; 21 22

ACER, Report, supra 13, 9. De Europese Richtlijn 2005/89/EG van het Europees Parlement en de Raad van 18 januari 2006 inzake maatregelen om de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening en de infrastructuurinvesteringen te waarborgen, Pb.L. 33/22, 4 februari 2006 (de “Bevoorradingszekerheidsrichtlijn”) legt een aantal minimale vereisten en rapporteringsplichten op aan lidstaten die maatregelen willen implementeren voor de bevoorradingszekerheid, maar van een harmonisatie van capaciteitsmechanismen als dusdanig is op dit moment geen sprake.

Intersentia

11


ii)

iii)

iv)

Frankrijk: onvoldoende capaciteit om extreem hoge pieken in de vraag te dekken (toereikendheid), voornamelijk in de winter door hoog aandeel van elektriciteit voor verwarming; verdwijnen van basiscapaciteit van gascentrales met gesloten cyclus (CCGT) wegens gebrek aan rendabiliteit; missing money voor piekeenheden; marktdominantie van bepaalde spelers met invloed op de prijszetting; en noodzaak tot verdere ontwikkeling van vraagbeheersing; Duitsland: nood aan investeringen voor behoud en vervanging van capaciteit (vooral in het zuiden) na nucleaire uitstap als back-up om pieken in de vraag te dekken (toereikendheid), flexibiliteit nodig door sterke penetratie van hernieuwbare productie en het verdwijnen van basiscapaciteit van thermische centrales wegens gebrek aan rendabiliteit; en congestie (verzadiging) op de netwerken; Verenigd Koninkrijk: nood aan grote investeringen voor behoud en vervanging van capaciteit wegens verouderd productiepark (nucleair en steenkool) om pieken in de vraag te dekken (toereikendheid), flexibiliteit nodig door sterk groeiende penetratie van hernieuwbare productie; en noodzaak tot verdere ontwikkeling van vraagbeheersing.

Figuur 4. Overzicht van drivers voor capaciteitsmechanismen in geselecteerde lidstaten

Bron: FTI-CL Energy (2014)

§ 2. Keuzes 20. Afhankelijk van de drivers maken de lidstaten andere keuzes bij het opzetten en vormgeven van hun capaciteitsmechanismen. Hoewel noodzakelijk theoretisch (veel hangt immers af van de concrete uitwerking), kunnen de verschillende types capaciteitsmechanismen grosso modo worden ingedeeld op basis van de volgende criteria: i) volume- of prijsgedreven, naargelang een bepaald volume

12

Intersentia


of een bepaalde prijs voor capaciteit als uitgangspunt wordt genomen (en het andere wordt bepaald in functie van het eerste); ii) centraal of decentraal, naargelang de te contracteren capaciteit centraal wordt vastgesteld door een onafhankelijke entiteit of decentraal door de zogenoemde onderworpen partijen (“obligated parties”), zoals hierna bepaald, zelf; en iii) gericht of marktwijd, naargelang ze enkel bepaalde soorten capaciteit of bepaalde technologieën op het oog hebben, dan wel openstaan voor de volledige productiemarkt (idealiter met inbegrip van invoer uit andere landen, voor zover mogelijk) en vraagzijde. 21. Op basis van die criteria kunnen vijf types van capaciteitsmechanismen worden geïdentificeerd: i) strategische reserves (“strategic reserves”), ii) capaciteitsbetalingen (“capacity payments”), iii) capaciteitsverplichtingen (“capacity obligations”), iv) capaciteitsveilingen (“capacity auctions”) en v) betrouwbaarheidsopties (“reliability options”). De laatste drie worden ook beschouwd als voorbeelden van zogenaamde capaciteitsmarkten (“capacity markets”), vermits zij als het ware een parallelle markt voor beschikbaarheid van capaciteit (als product) creëren, naast de elektriciteitsmarkt en de markt voor ondersteunende diensten, met een eigen prijsvorming. Kenmerkend is dat de output van gecontracteerde capaciteit waarvan de beschikbaarheid afzonderlijk wordt vergoed via een capaciteitsbetaling of in een capaciteitsmarkt, nadien gewoon kan worden verkocht op de elektriciteitsmarkt. De output van een strategische reserve wordt daarentegen uit de markt gehaald en afzonderlijk vergoed in het kader van de strategische reserve (typisch door de TNB, die dit vervolgens zal doorrekenen via het nettarief), waardoor deze nadien niet nog eens kan worden geboden in de elektriciteitsmarkt en de markt voor ondersteunende diensten. Figuur 5. Functionele indeling van capaciteitsmechanismen

Bron: FTI-CL Energy (2014)

22. De vijf basistypes van capaciteitsmechanismen zijn in meerdere beleidsdocumenten en policy papers van allerhande spelers en organisaties in de sector en Intersentia

13


academici reeds uitgebreid beschreven.23 Hierna volgt een beknopte omschrijving van elk type, waarnaar kan worden teruggegrepen bij het lezen van hoofdstuk 3 inzake het Europese toetsingskader. A.

Strategische reserve

23. Dit betreft eenheden die als het ware uit de markt worden gehaald (veelal bestaande eenheden die voorzien zijn om tijdelijk of definitief te worden stilgelegd, en als dusdanig zijn aangemeld bij de bevoegde entiteit – de invoering van een strategische reserve gaat in principe samen met een dergelijke aanmeldingsplicht), en beschikbaar worden gehouden in noodscenario’s, wanneer in de elektriciteitsmarkt onvoldoende capaciteit wordt geboden om aan de vraag te voldoen. De activering gebeurt door een onafhankelijke entiteit (typisch de TNB) wanneer een bepaalde drempelprijs op de elektriciteitsmarkt wordt overschreden die schaarste aanwijst. Die drempelprijs moet typisch hoog genoeg liggen (dichtbij maar net onder VOLL) om interferentie met de prijsvorming op de elektriciteitsmarkt te vermijden. Indien de drempelprijs te laag ligt, kan dat investeringen in piekuurcapaciteit voor de elektriciteitsmarkt ontmoedigen, vermits potentiële capaciteitsleveranciers gaan speculeren op de creatie van een strategische reserve, met vergoeding buiten de markt. Een alternatieve benadering is om de activering van de strategische reserve te koppelen aan het fysiek evenwicht in de elektriciteitsmarkt (i.e., activering indien geen evenwicht wordt bereikt) in plaats van een drempelprijs, al is dit moeilijker te implementeren. Voor het aanleggen van de strategische reserve wordt een aanbesteding gelanceerd voor in aanmerking komende capaciteit, volgens de procedureregels en modaliteiten die door (normaal gezien) de TNB worden vastgesteld, en die een bepaalde prijs oplevert. Op voorhand stelt de overheid of regulator het volume vast waarvoor een strategische reserve moet worden aangelegd op basis van een probabilistische analyse die in principe wordt uitgevoerd door de TNB. Een strategische reserve is bijgevolg volumegedreven. Een strategische reserve is altijd gericht op een bepaald soort capaciteit waarin de markt niet voorziet, en kan in principe worden opengesteld voor alle technologieën, zowel nieuwe als bestaande capaciteit en voor vraagbeheersing, hoewel het in de praktijk meestal beperkt is tot bepaalde technologieën (die voldoende basiscapaciteit

23

14

Een selectie van beleidsdocumenten waarin de verschillende types worden beschreven door officiële instanties en regulators: CREG, “Study on ‘capacity remuneration mechanisms’”, nr. (F)121011-CDC-1182, 11 oktober 2012, www.creg.info/pdf/Etudes/F1182EN.pdf; Commissie, Consultation Paper, supra 1, ACER, Report, supra 13; een selectie van papers: D. Finon, “Can we Reconcile Different Capacity Adequace Policies with an Integrated Electricity Market?”, CEEM Working Paper 2013-5, Chaire European Electricity Markets, Fondation ParisDauphine, Université Paris, september 2013; Eurelectric, position paper, supra 1; Thema Consulting Group e.a., supra 7. Intersentia


kunnen aanleveren en/of anders zouden verdwijnen wegens te weinig rendabel). 24. De vergoeding en details van de contracten die succesvolle deelnemers aan de aanbesteding afsluiten met de TNB worden in principe op voorhand vastgelegd in de aanbestedingsdocumentatie. Meestal gaat het om jaarcontracten, maar het kan ook voor een langere termijn. De kostprijs van de strategische reserve wordt typisch omgeslagen over de eindverbruikers via het gereguleerd nettarief (het is immers de TNB die de vergoeding aan de deelnemers voor het beschikbaar houden van capaciteit zal voorfinancieren). B.

Capaciteitsbetaling

25. Capaciteitsbetalingen zijn het eenvoudigst te implementeren. Het betreft een vergoeding voor capaciteitsleveranciers bovenop de inkomsten die ze kunnen halen op de elektriciteitsmarkt, waardoor ze worden aangemoedigd om hetzij te investeren in nieuwe capaciteit, hetzij bestaande capaciteit operationeel te houden (die anders mogelijk niet meer rendabel is). De bedragen worden op voorhand vastgesteld door een onafhankelijke entiteit (zoals de regulator), wat dit een prijsgedreven mechanisme maakt. Het volume dat beschikbaar wordt gemaakt of gehouden is een functie van dat bedrag. Het bedrag is dus een premie voor de beschikbaarheid van capaciteit bovenop de prijs voor de elektriciteit zelf die gewoon wordt verkocht op de elektriciteitsmarkt. Vaak worden dergelijke capaciteitsbetalingen gecombineerd met rechtstreeks of onrechtstreeks ingrijpen op de elektriciteitsprijs. Typisch aan capaciteitsbetalingen is dat ze zowel gericht kunnen zijn op bepaalde technologieën of soorten capaciteit (basis-, tussen- of piekuurcapaciteit) als op de hele markt. De kostprijs voor capaciteitsbetalingen wordt omgeslagen over de eindverbruikers via de leveranciers, die een percentuele heffing toepassen op de hoeveelheid effectief geleverde elektriciteit. C.

Capaciteitsverplichting

26. Capaciteitsverplichtingen zijn een decentraal, volumegedreven en marktwijd mechanisme, dat vertrekt vanuit een verplichting voor elektriciteitsleveranciers en grote eindverbruikers, de zogenaamde onderworpen partijen (“obligated parties”) om een hoeveelheid capaciteit te contracteren die overeenstemt met hun geschatte toekomstige leveringsverplichtingen, respectievelijk hun verbruik vermeerderd met een bepaalde veiligheidsmarge, die samen met de nodige waarderingsregels wordt vastgesteld door een onafhankelijke entiteit (zoals de regulator of de TNB). Om aan hun verplichting te voldoen, kunnen onderworpen partijen hetzij zelf productiecapaciteit bezitten, hetzij daartoe contracten afsluiten met producenten en mogelijk met (andere) grote verbruiIntersentia

15


kers die akkoord gaan om indien nodig minder te consumeren (vraagbeheersing). Deze contracten nemen de vorm aan van gestandaardiseerde garanties, die verhandelbaar zijn op een secundaire markt (die ook als een veiling kan worden georganiseerd). Die secundaire markt kan ook worden gebruikt door onderworpen partijen om de nodige garanties te verwerven om aan hun verplichtingen te voldoen op de afleverdatum. De zogenaamde aanlooptijd (“lead time”), i.e., de tijd tussen het moment waarop de verplichting wordt vastgesteld om een bepaalde hoeveelheid capaciteit beschikbaar te hebben, en het moment waarop de gecontracteerde capaciteit effectief moet kunnen worden geleverd (de afleverdatum), bedraagt gemiddeld drie tot vier jaar. In die periode kunnen capaciteitsgaranties dus worden verhandeld op de secundaire markt, zodat onderworpen partijen die nog niet over voldoende garanties beschikken, garanties kunnen bijkopen om op de afleverdatum aan hun verplichtingen te voldoen. Onderworpen partijen die op de afleverdatum niet de vereiste capaciteit beschikbaar hebben (in de vorm van gecertificeerde garanties), worden gepenaliseerd. 27. De capaciteitsleveranciers dienen de garanties die ze verkopen aan onderworpen partijen te laten certificeren door een onafhankelijke entiteit, in principe de regulator, waarbij wordt nagegaan of de gecontracteerde capaciteit effectief kan worden geleverd wanneer nodig. Enkel gecertificeerde capaciteit kan in aanmerking worden genomen voor de capaciteitsverplichting van de onderworpen partijen. Capaciteitsleveranciers zijn onderworpen aan een penalisatie indien ze de door hen gecontracteerde capaciteit niet kunnen leveren op het voorziene tijdstip. 28. In principe komen alle technologieën en types capaciteit in aanmerking voor het vervullen van capaciteitsverplichtingen, met inbegrip van vraagbeheersing, en zowel bestaande als nieuwe capaciteit. Ze moeten wel worden gecertificeerd. De kost wordt, net als bij capaciteitsbetalingen, doorgerekend door de elektriciteitsleveranciers aan de eindverbruikers (of rechtstreeks gedragen door grote eindverbruikers die zelf onderworpen partij zijn). D.

Capaciteitsveiling

29. Een capaciteitsveiling is een eveneens volumegedreven en marktwijd, maar gecentraliseerd mechanisme, gelijkaardig aan decentrale capaciteitsverplichtingen, waarbij het voornaamste verschil erin ligt dat een onafhankelijke entiteit (net als bij een strategische reserve) de vereiste capaciteit vastlegt die in totaal beschikbaar moet zijn in het leveringsjaar. Dit gebeurt op basis van een probabiliteitsanalyse, typisch uitgevoerd door de TNB(’s), rekening houdend met inschattingen van de toekomstige piekende vraag en marges tussen vraag en aanbod op de elektriciteitsmarkt. De onafhankelijke entiteit treedt vervolgens op voor rekening van 16

Intersentia


de totale vraagzijde in een centraal gestuurde veiling van contracten voor de beschikbaarheid van capaciteit in het vastgestelde afleverjaar (capaciteitsgaranties), die dan worden toegekend aan de clearing prijs. Net als bij capaciteitsverplichtingen zijn de garanties gestandaardiseerd en kunnen ze worden verhandeld op een secundaire markt tussen onderworpen partijen. Deze standaardisatie is gezien de centrale sturing in principe makkelijker te realiseren dan bij capaciteitsverplichtingen. 30. Capaciteitsleveranciers kunnen net als bij capaciteitsverplichtingen contracten afsluiten door maximum de hoeveelheid capaciteit die ze beschikbaar kunnen maken op de afleverdatum in de veiling te bieden. Deze contracten of garanties dienen eveneens te worden gecertificeerd door een onafhankelijke entiteit. De duur van de contracten, net als de aanlooptijd, kan vrij sterk variëren, onder meer naargelang de technologie en vooral ook of wordt geboden met investeringen in nieuwe capaciteit, dan wel upgrades van bestaande capaciteit of vraagbeheersing, of louter met bestaande capaciteit. Dit wordt vooraf vastgelegd in de aanbestedingsdocumentatie. Penalisaties zijn vergelijkbaar met deze bij capaciteitsverplichtingen. Net als bij capaciteitsverplichtingen komen in principe alle technologieën en types capaciteit in aanmerking, inclusief vraagbeheersing, bestaande en nieuwe capaciteit, onder voorbehoud van certificering. De kost wordt eveneens doorgerekend door de onderworpen partijen aan de eindverbruikers (of door de grote verbruikers zelf gedragen). E.

Betrouwbaarheidsoptie

31. Betrouwbaarheidsopties zijn volumegedreven, marktwijde en gecentraliseerde financiële contracten voor verschillen (CfD’s), die typisch de vorm hebben van een eenzijdige calloptie voor capaciteit tegen een bepaalde uitoefenprijs (“strike price”), aan te kopen door eindverbruikers of een onafhankelijke entiteit voor hun rekening. Zowel het volume van de optiecontracten als de uitoefenprijs worden centraal vastgesteld door een onafhankelijke entiteit. Het volume wordt net als bij capaciteitsverplichtingen vastgesteld op basis van een analyse en schatting van de vereiste toekomstige piekuurcapaciteit in de afleverperiode plus een veiligheidsmarge. Die uitoefenprijs moet in principe hoger liggen dan de marginale kostprijs in normale omstandigheden van alle eenheden op de elektriciteitsmarkt, om te vermijden dat producenten gestimuleerd zouden zijn om niet meer te produceren. Via dit systeem, waarbij opties uitoefenbaar zijn (binnen een bepaalde tijdspanne die eveneens centraal wordt vastgesteld op voorhand) tegen een vooraf bepaalde uitoefenprijs, betalen de verbruikers de prijs van de optie (bepaald door de markt voor die opties) in ruil voor prijszekerheid indien de marktprijs voor elektriciteit hoger zou liggen dan de uitoefenprijs. Producenten geven op hun beurt potentiële maar onzekere inkomsten bij hoge prijspieken op Intersentia

17


in ruil voor een stabiele inkomstenstroom uit de verkoop van de betrouwbaarheidsopties. De penalisatie die vervat zit in het verschil tussen de marktprijs en de uitoefenprijs is in de eerste plaats financieel, maar kan worden aangevuld met een bijkomende penalisatie voor producenten die er niet in slagen gecontracteerde capaciteit beschikbaar te maken indien de marktprijs de uitoefenprijs overstijgt tijdens de afleverperiode. Hiervan en van de stabiele inkomstenstroom die wordt gecreeerd, moet dan voldoende stimulering uitgaan om te investeren in de nodige capaciteit. De technologieën en types capaciteit die het voorwerp uitmaken van betrouwbaarheidsopties zijn in principe ook niet beperkt, al lijkt vraagbeheersing moeilijk in de praktijk. Er zijn een aantal vereisten om betrouwbaarheidsopties te kunnen implementeren, waaronder een functionerende elektriciteitsmarkt, om een betrouwbaar prijssignaal te produceren dat als referentie voor de uitoefenprijs van de opties kan worden gehanteerd. Indien aan een aantal voorwaarden inzake het correcte ontwerp voor een markt van betrouwbaarheidsopties is voldaan, kunnen deze volgens sommigen optimale investeringsprikkels op de lange termijn genereren, zonder schadelijke interferentie met de elektriciteitsmarkt.24 Er kan nog worden opgemerkt dat capaciteitsverplichtingen en -veilingen in principe niet helpen om (misbruik) van marktdominantie tijdens periodes van schaarsteprijzen op de elektriciteitsmarkt (een van de basisdoelstellingen opgenoemd in § 1 hiervoor) te voorkomen.25 § 3. Uitkomst 32. De verschillende opties voor het invoeren van capaciteitsmechanismen zoals hiervoor uiteengezet, hebben in Europa geleid tot uiteenlopende resultaten. Zo zijn capaciteitsbetalingen meerdere jaren toegepast in minder goed geïnterconnecteerde Zuid-Europese landen (Spanje, Portugal, Italië en Griekenland) en in Ierland. Daarbij heeft Italië ervoor gekozen om een nieuwe weg in te slaan met een mechanisme gebaseerd op betrouwbaarheidsopties, maar waarvan de details nog volop dienen te worden uitgewerkt. Strategische reserves zijn jarenlang toegepast, en uitdovend, in de Scandinavische landen en Finland, terwijl nieuwe strategische reserves zijn ingevoerd als een tijdelijke oplossing in Duitsland (tot 2017) en in België. Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk, hebben resoluut gekozen voor de invoering van een capaciteitsmarkt, onder de vorm van decentrale capaciteitsverplichtingen in Frankrijk en een gecentraliseerde forward capaciteitsveiling in het Verenigd Koninkrijk. 24 25

18

Zie Pöyry, “Decentralised Reliability Options – Securing Energy Markets”, maart 2015, www. poyry.co.uk/sites/www.poyry.co.uk/fi les/decentralisedreliabilityoptionsfullreport_v300.pdf. Thema Consulting Group e.a., supra 7, 35. Intersentia


Figuur 6. Kaart met overzicht van capaciteitsmechanismen ingevoerd of overwogen in geselecteerde lidstaten

Bron: Linklaters LLP (2015)

Hoofdstuk 2 geeft een samenvatting van de huidige status rond capaciteitsmechanismen in België en de buurlanden. 33. De grote verscheidenheid aan capaciteitsmechanismen in de lidstaten houdt een risico in voor de Europese energiemarkt als geheel, vermits dit de verdere integratie van de IEM kan verstoren, evenals prijssignalen in de gewone elektriciteitsmarkt en de markt voor ondersteunende diensten. bovendien is bij gebrek aan harmonisatie op Europees niveau het risico op slecht uitgewerkte capaciteitsmechanismen groter. Die kunnen op hun beurt de mededinging verstoren doordat competitieve marktdruk wordt vervangen door beslissingen van overheden om mogelijk oneconomische investeringen te ondersteunen. Om deze redenen is de Europese Commissie in actie geschoten om de ontwikkeling van capaciteitsmechanismen in verschillende lidstaten nauwer op te volgen, voornamelijk via haar bevoegdheden inzake staatssteun. Dit wordt verder besproken in hoofdstuk 3. 34. Afdeling 4 hieronder vat nog even kort de voornaamste manieren samen waarop capaciteitsmechanismen impact (kunnen) hebben op de IEM.

AFDELING 4. IMPACT 35. In grote lijnen hebben capaciteitsmechanismen op korte termijn een impact op prijssignalen in de elektriciteitsmarkt en op lange termijn een impact op invesIntersentia

19


teringsbeslissingen.26 De impact verschilt naargelang het type en de uitwerking van het capaciteitsmechanisme.27 36. Zowel op korte als op lange termijn is de impact op de (integratie van de) IEM en grensoverschrijdende handel en mededinging onder meer afhankelijk van de mate waarin grensoverschrijdende deelname is toegestaan.28 Dit wordt ook benadrukt in de Bevoorradingszekerheidsrichtlijn van 2006, die dateert van voor er in de meeste lidstaten sprake was van capaciteitsmechanismen, net als in de Mededeling van de Commissie inzake publieke interventies in de IEM.29 Op korte termijn hebben capaciteitsmechanismen onder meer een invloed op naburige zuivere energiemarkten. Indien een drempel- of uitoefenprijs voor de activering van een capaciteitsmechanisme bijvoorbeeld te laag is (en daardoor als een cap op de marktprijs fungeert), kan dit de marktprijs ervan weerhouden accuraat schaarste te signaliseren. Dit probleem kan vervolgens worden geëxporteerd naar naburige, gekoppelde zuivere energiemarkten, die daardoor een echt probleem hebben (vermits vergoeding van investeringskosten voor piekuurcapaciteitseenheden daar volledig afhankelijk is van schaarsteprijzen volgens het peak load pricing model).30 Hierdoor wordt de grensoverschrijdende handel verstoord. Op lange termijn kunnen capaciteitsmechanismen die een neerwaartse impact hebben op de marktprijs voor elektriciteit (en ondersteunende diensten) investeringen aan marktvoorwaarden ontmoedigen (en daardoor op hun beurt bijkomende schaarste creëren).31 37. Indien het capaciteitsmechanisme geen rekening houdt met mogelijke bijdragen van grensoverschrijdende capaciteit (via invoer uit naburige landen), komt daarbij het risico dat te veel bijkomende capaciteit wordt gecontracteerd, in verhouding tot wat in principe nodig zou zijn voor de toereikendheid van het systeem waar een capaciteitsmechanisme is geïmplementeerd (rekening houdend met interconnectorcapaciteit), met als gevolg dat eindverbruikers er te veel voor

26 27

28 29

30 31

20

Thema Consulting Group e.a., supra 7, 27. Voor een overzicht per type: Thema Consulting Group e.a., supra 7, 48-61. Fouten in de uitwerking kunnen een grote impact en een duurzaam verstorend effect hebben op het functioneren van de IEM. Zie voor een overzicht van hoe dit kan worden geïntegreerd in het ontwerp van de verschillende types capaciteitsmechanismen: Thema Consulting Group e.a., supra 7, 115-119. Commissie, “Communication on delivering the internal electricity market and making the most of public intervention”, C(2013) 7243 fi nal, 5 november 2013, http://ec.europa.eu/energy/ sites/ener/fi les/documents/com_2013_public_intervention_en_0.pdf; zie onder meer op p. 3: “The Commission is of the view that mechanisms to ensure generation adequacy should be open to all capacity which can effectively contribute to meeting the required generation adequacy standard, including from other Member States.” ACER, Report, supra 13, 12. Ibid., 13. Intersentia


betalen, zogenaamde overcapaciteit (“excess capacity”).32 Daarbij aansluitend is er een herverdelingseffect, gezien de positieve externaliteit van overcapaciteit in een lidstaat met capaciteitsmechanisme, die mogelijk vloeit naar een naburige lidstaat zonder capaciteitsmechanisme. Daardoor betalen de eindverbruikers in de eerste lidstaat nog eens bijkomend voor de toereikendheid van het systeem in de tweede lidstaat, de zogenoemde overloopeffecten (“spill-over effects”).33 Van primordiaal belang is bijgevolg dat toereikendheid wordt gedefinieerd en betrouwbaarheidsmarges (“reliability margins”) worden vastgesteld, rekening houdend met beschikbare grensoverschrijdende capaciteit.34 Los daarvan wordt er een competitief nadeel gecreëerd voor buitenlandse capaciteit ten opzichte van binnenlandse, hetgeen sowieso nefast is voor de mededinging en grensoverschrijdende handel, en dus de vervollediging van de interne markt voor elektriciteit.35 38. Terugkoppelend naar de drie basistypes van capaciteitsmechanismen (strategische reserve, capaciteitsbetalingen en capaciteitsmarkten) kan de impact op de IEM als volgt worden samengevat, steeds afhankelijk van de concrete uitwerking.36 Vermits de drempelprijs voor activering, voor zover die onder VOLL ligt (wat altijd zo is), als een cap op de marktprijs voor elektriciteit (en ondersteunende diensten) werkt, is de impact van een strategische reserve afhankelijk van de hoogte daarvan. Indien de prijs hoog genoeg is, is de impact op de prijsformatie in de elektriciteitsmarkt, en bijgevolg het verstorend effect voor de IEM, in principe beperkt. Capaciteitsbetalingen, dikwijls in combinatie met bijkomende caps op de elektriciteitsprijs, hebben een impact op investeringsbeslissingen en uiteindelijk ook op de energiemix van de betrokken lidstaat, voor zover ze niet op de juiste technologieën gericht zijn en de hoogte niet goed is vastgesteld, hetgeen een moeilijke oefening is. Bij capaciteitsmarkten hangt veel af van de verhouding tussen de elektriciteitsprijs en de vergoedingen die de capaciteitsmarkt oplevert (en of die in verhouding zijn), en de mate waarin grensoverschrijdende deelname mogelijk is. Vermits het om parallelle markten gaat, is de wederzijdse impact, ook tussen lidstaten, reëel. 39. Zoals reeds aangegeven, is dit lappendeken aan diverse capaciteitsmechanismen in verschillende lidstaten en de ermee gepaard gaande mogelijke bedreigingen voor de IEM niet aan het oog van de Commissie ontsnapt. Op het Europese toetsingskader en de wapens die de Commissie ter zake ter beschikking staan, wordt uitgebreid ingegaan in hoofdstuk 3. Alvorens dit aan te snijden, geven we in hoofdstuk 2 hieronder nog een kort overzicht van de capaciteitsmechanismen in België en de buurlanden. 32 33 34 35 36

Ibid. en Thema Consulting Group e.a., supra 7, 28. Ibid., 14. ACER, Report, supra 13, 16. Zie bv. ook in die zin: Eurelectric, position paper, supra 1, 11. Thema Consulting Group e.a., supra 7, 28. ACER, Report, supra 13, 19, 22, 23-24.

Intersentia

21


HOOFDSTUK 2. CAPACITEITSMECHANISMEN IN BELGIË EN DE BUUR LANDEN AFDELING 1. BELGIË § 1. Strategische reserve 40. Met de wet van 26 maart 201437 werd een nieuw hoofdstuk IIbis (art. 7bis– 7novies) ingevoegd in de Elektriciteitswet38, en werd artikel 4bis van de Elektriciteitswet (dat origineel was ingevoegd door de wet van 8 januari 2012 waarmee het Derde Energiepakket werd omgezet op federaal niveau39) inzake de aanmeldingsplicht voor buitenwerkingstellingen, gewijzigd. 41. Deze bepalingen laten de Belgische TNB Elia toe om een strategische reserve aan te leggen van capaciteit die is aangemeld voor tijdelijke of definitieve stillegging, op verzoek van de federale Minister bevoegd voor Energie. De krachtlijnen van de strategische reserve zijn reeds uitgebreid beschreven in de bijdrage van Damien Verhoeven in het Jaarboek Energierecht 201340, waarnaar hier gemakkelijkheidshalve kan worden verwezen. Deze kunnen als volgt worden samengevat: i) Uiterlijk tegen 15 november van elk jaar maakt Elia een analyse van de bevoorradingszekerheid voor de volgende winterperiode (van 1 november tot 31 maart). ii) Op die basis en na advies van de Algemene Directie Energie kan de Energieminister, in principe uiterlijk op 15 januari (behoudens het eerste jaar), beslissen om Elia instructie te geven voor de aanleg van een strategische reserve voor de volgende winterperiode, of uitzonderlijk voor de drie volgende winter periodes, waarbij ook wordt aangeduid voor welk volume. iii) Als een strategische reserve vereist is, stelt Elia procedureregels op, die onder meer de voorwaarden bepalen waaraan kandidaten moeten voldoen om in aanmerking te komen om capaciteit te contracteren in de strategische reserve, en wordt een aanbesteding georganiseerd, waarna Elia een combinatievoorstel opmaakt op basis van de ontvangen biedingen, met een voorgestelde clearing prijs en volume. Het combinatievoorstel dient, samen met 37 38 39

40

22

Wet van 26 maart 2014 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, BS 1 april 2014 – zie art. 4 en 5. Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, BS 11 mei 1999 (de “Elektriciteitswet”). Wet van 8 januari 2012 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en de wet van 12 april 1965 betreffende het vervoer van gasachtige produkten en andere door middel van leidingen, BS 11 januari 2012 (ed. 2) (de “Omzettingswet”). D. Verhoeven, “Recente ontwikkelingen in het federaal energierecht. Een mix van bevoorradings-, investerings- en rechtszekerheid” in K. Deketelaere en B. Delvaux (eds.), Jaarboek Energierecht 2013, Antwerpen, Intersentia 2014, 57-62. Intersentia


iv)

v)

de door Elia opgestelde werkingsregels voor de strategische reserve, te worden goedgekeurd door de CREG. Indien de CREG van oordeel is dat deze niet onredelijk zijn, sluit Elia contracten af met de succesvolle bieders, voor de voorziene tijdsperiode en volumes, en op basis van de prijs in het combinatievoorstel. Indien de prijs onredelijk wordt geacht, zullen de prijzen en volumes worden vastgelegd bij koninklijk besluit. Bezitters van productiecapaciteit die gepland zijn om buitenwerking te worden gesteld (zoals aangemeld overeenkomstig art. 4bis van de Elektriciteitswet) of die reeds tijdelijk buiten werking zijn gesteld, dienen verplicht een bod te doen voor de volledige betrokken capaciteit (zo niet gelden administratieve boetes). De kostprijs van de strategische reserve (administratieve kosten en vergoeding voor de succesvolle bieders overeenkomstig de clearing prijs) wordt voorgefinancierd door Elia, en vervolgens doorgerekend aan de eindverbruikers via het nettarief.

42. De strategische reserve staat in principe open voor alle marktspelers die over capaciteit beschikken in België, zijnde in principe alle netgebruikers, met inbegrip van de vraagzijde (grote industriële verbruikers via vraagbeheersing), voor zover ze voldoen aan de criteria in de procedureregels. Ze staat niet open voor ingevoerde capaciteit uit het buitenland. 43. Bij ministerieel besluit van 3 april 201441, heeft de Energieminister een eerste keer een strategische reserve besteld van 800 MW per jaar, voor een driejaarlijkse periode met ingang van 1 november 2014 (i.e., de afgelopen winterperiode). Naar aanleiding van de onvoorziene stillegging van de nucleaire eenheden Doel 3 en Tihange 2 werd een bijkomende capaciteit van 400 MW voor een eenjarige periode besteld, eveneens met ingang van 1 november 2014, bij ministerieel besluit van 16 juli 2014.42 Op basis van de probabiliteitsanalyse uitgevoerd door Elia voor de komende winterperiode (2015-2016), heeft de Energieminister recentelijk, bij ministerieel besluit van 15 januari 201543, een bijkomend volume besteld van 2.750 MW voor een eenjarige periode, met uitzondering van 300 tot 500 MW uit productie dat dient te worden gecontracteerd voor twee jaar, met ingang van 1 november 2015. De hoeveelheid van 2.750 MW komt dus bovenop de 800 MW die ook voor de komende winterperiode reeds was besteld bij het MB van 3 april 2014.44 41 42 43 44

MB van 3 april 2014 houdende instructie aan de netbeheerder om een strategische reserve aan te leggen vanaf 1 november 2014, BS 14 april 2014. MB van 16 juli 2014 houdende instructie aan de netbeheerder om een aanvullend volume van strategische reserve te contracteren vanaf 1 november 2014, BS 29 juli 2014. MB van 15 januari 2015 houdende instructie aan de netbeheerder om een aanvullende strategische reserve aan te leggen vanaf 1 november 2015, BS 21 januari 2015. In het geval de capaciteit van Doel 3 en Tihange 2 voor 30 juni 2015 zou worden gereactiveerd, zullen de bijkomende volumes worden bepaald op basis van een nieuwe analyse van Elia en de ontvangen biedingen.

Intersentia

23


Intussen heeft Elia zijn procedure-45 en werkingsregels46 voor de (aanleg van de) strategische reserve voor de komende winterperiode 2015-2016 vastgesteld. De werkingsregels werden goedgekeurd door een beslissing van de CREG op 12 maart 2015.47 Volgens PLATTS werd voor de afgelopen winterperiode 850 MW aan capaciteit beschikbaar gehouden voor de strategische reserve, waarvan het merendeel aan de productiezijde via gaseenheden van EDF Luminus en E.ON, en zo’n 100 MW via vraagbeheersing.48 § 2. Stopzetting procedure van offerteaanvraag voor nieuwe gascentrales 44. Artikel 5 van de Elektriciteitswet voorziet de mogelijkheid voor de federale Energieminister om een procedure van offerteaanvraag op te starten voor de bouw van nieuwe installaties voor elektriciteitsproductie, indien de bevoorradingszekerheid in het gedrang is.49 Op basis van dit artikel werd bij ministerieel besluit van 18 november 201350 de noodzaak vastgesteld om een beroep te doen op de offerteaanvraagprocedure, waarvan de modaliteiten bij koninklijk besluit van 8 december 201351 werden vastgesteld, in overeenstemming met de bepalingen van het artikel. Eveneens in overeenstemming hiermee publiceerde de Algemene Directie Energie op 10 januari 2014 (met erratum van 17 januari 2014) via het Belgisch Staatsblad (Bulletin der Aanbestedingen)52 en op 15 januari 2014 (met erratum van 22 januari 2014) via het Europees Publicatieblad53 het bestek voor de offerteaanvraag.

45 46 47 48 49 50

51

52

53

24

De procedureregels zijn te vinden op www.elia.be/nl/users-group/Strategic-Reserves-Implementation-Task-Force/Winter_2015-2016/Procedure-constitution-strategic-reserve. De werkingsregels zijn te vinden op www.elia.be/nl/users-group/Strategic-Reserves-Implementation-Task-Force/Winter_2015-2016/Werkingsregels-voor-strategische-reserve. CREG, Eindbeslissing nr. (B)150312-CDC-1403, 12 maart 2015. PLATTS European Power Daily, “Belgium mulls options to prevent plant closures”, 11 februari 2015, vol.17, nr. 29, 1. Dit art. 5 werd gewijzigd door de Omzettingswet om het in overeenstemming te brengen met art. 8 van Richtlijn 2009/72/EG, die deze mogelijkheid voorziet. MB van 18 november 2013 over het beroep op de aanbestedingsprocedure krachtens artikel 5, § 2, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, BS 2 december 2013. KB van 8 december 2013 betreffende de modaliteiten van de procedure van offerteaanvragen aangenomen met toepassing van artikel 5 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, BS 23 december 2013 (3de editie). Te consulteren via: https://enot.publicprocurement.be/enot-war/preViewNotice.do?noticeId= 163103&saveSearchParams=true&isPopup=&marketPlaceType=%6A%65%70%70&publication NumberBDA=%32%30%31%34%2D%35%30%31%30%36%35&purchaseAuthority=&title=& versionReferenceNumber=&useWorkingOrganisationId=%66%61%6C%73%65&selectAllCh ildren=%74%72%75%65&publicationDateBDATo=¬iceStatus=%31&publicationDateBDA From=&advancedSearch=&tenderSubmissionDeadline=&allLanguages=%66%61%6C%73% 65&. Te consulteren via: http://ted.europa.eu/udl?uri=TED:NOTICE:12340-2014:TEXT:NL:HTML en erratum http://ted.europa.eu/udl?uri=TED:NOTICE:21797-2014:TEXT:NL:HTML. Intersentia


Voor een bespreking van de modaliteiten van artikel 5 van de Elektriciteitswet, en een bespreking en analyse van voornoemde documenten, kan eveneens worden verwezen naar de bijdrage van Verhoeven in het Jaarboek Energierecht 2013.54 45. Op basis van het bestek was de offerteaanvraag beperkt tot nieuwe gascentrales met een open of gecombineerde cyclus die aan bepaalde minimale kwaliteitseisen voldoen. Deelnemers konden investeringssteun krijgen tot zes jaar na de datum van indienstneming. Op basis van het bestek hadden drie kandidaten een bod ingediend, Dils Energie met de bouw van een volledig nieuwe centrale, en Delta en RWE (Essent) met bestaande Nederlandse productiecapaciteit die zou worden aangesloten op het Belgische transmissienet.55 46. De auteurs begrijpen dat de offerteaanvraag werd aangemeld bij de Commissie onder de staatssteunregels. Naar aanleiding van serieuze twijfels over de verenigbaarheid met de interne markt (waarop in hoofdstuk 3 verder wordt ingegaan), was reeds ten tijde van de vorming van de nieuwe federale regering eind 2014 duidelijk dat de offerteaanvraag zou worden herbekeken.56 Met een ministerieel besluit van 27 maart 201557 heeft de Energieminister nu ook formeel de knoop doorgehakt en de aanbestedingsprocedure stopgezet. Daarmee komt een vervroegd einde aan deze gecontesteerde maatregel. § 3. Openbare raadpleging 47. Het Regeerakkoord bepaalt dat “de regering maatregelen [zal] nemen om het investeringskader voor de gehele energiemarkt te verbeteren en om op kostenefficiënte manier te vermijden dat conventionele productie-eenheden, zoals gas en WKK, die het einde van hun levenscyclus nog niet hebben bereikt, buiten bedrijf worden gesteld door gewijzigde marktomstandigheden.”58 Ten gevolge van die bepaling en op verzoek van de federale regering heeft de CREG op 10 februari 2015 een openbare raadpleging gelanceerd over de maatregelen die moeten worden genomen om de toereikendheid van conventionele productiemiddelen van elektriciteit in België te waarborgen.59 De raadpleging werd afgesloten op 6 maart 2015.

54 55 56 57

58 59

D. Verhoeven, supra 40, 47-57. Bron: BELGA (short), 28 maart 2015. Zie het federaal regeerakkoord van 10 oktober 2014, te consulteren via: www.premier.be/nl/ regeerakkoord (het “Regeerakkoord”), 96. MB van 27 maart 2015 tot stopzetting van de procedure van de offerteaanvraag voor de bouw van nieuwe installaties voor de productie van elektriciteit van het type open-cyclus of het type stoom- en gascyclus in België, BS 31 maart 2015. Regeerakkoord, 96. Te consulteren via: www.creg.info/pdf/Opinions/2015/CRM/QuestionnaireCRM_NL.pdf.

Intersentia

25


48. Dit geeft aan dat, mede gezien de sterk gewijzigde situatie van het Belgische energielandschap, wordt nagedacht over de mogelijke introductie van een alternatief capaciteitsmechanisme in de niet zo verre toekomst.

AFDELING 2. BUUR LANDEN § 1. Frankrijk: decentrale capaciteitsverplichting met garanties 49. Via artikel 6 van de Franse wet op de hervorming van de elektriciteitsmarkt uit 201060, dat de artikelen L335-1 tot L335-7 invoegde in het Franse energiewetboek (“Code de l’énergie”), werd het kader gecreëerd voor een capaciteitsmarkt in de vorm van decentrale capaciteitsverplichtingen in Frankrijk. 50. Een uitvoeringsbesluit werd goedgekeurd op 14 december 2012.61 Met een verordening van 22 januari 2015 van de Franse Minister voor Ecologie, Duurzame Ontwikkeling en Energie62 werden de werkingsregels goedgekeurd, die eerder waren opgesteld door de Franse TNB RTE, en waarover de Franse regulator CRE een gunstig advies uitbracht, volgend op een lang proces van publieke raadpleging dat aanving in 2013. De capaciteitsmarkt moet volledig geïmplementeerd zijn tegen de winterperiode 2016-2017 (de eerste afleverperiode vangt aan op 1 januari 2017). 51. De krachtlijnen van het Franse mechanisme sluiten nauw aan bij de typologische omschrijving van capaciteitsverplichtingen in afdeling 3 van hoofdstuk 1, met een centrale rol voor RTE. De onderworpen partijen (leveranciers, netbeheerders en grote verbruikers) moeten een verplicht aantal capaciteitsgaranties aanhouden voor een bepaalde afleverperiode. De exacte hoeveelheid wordt ieder jaar berekend op basis van de piekconsumptie van de klanten in portefeuille (leveranciers) of de eigen piekconsumptie (netbeheerders en grote verbruikers), te vermeerderen met een veiligheidsmarge. Die capaciteitsgaranties hebben de vorm van standaardcontracten die de beschikbaarheid van een bepaalde hoeveelheid capaciteit vertegenwoordigen, en die kunnen worden afgesloten hetzij met producenten, hetzij met verbruikers die akkoord gaan om hun consumptie te verminderen indien de capaciteit beschikbaar moet worden 60 61

62

26

Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, JORF n° 0284, 8 december 2010 (de zogenaamde “NOMA”-wet). Décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d’approvisionnement en électricité et portant création d’un mécanisme d’obligation de capacité dans le secteur de l’électricité, JORF n° 0294, 18 december 2012. Arrêté du 22 janvier 2015 défi nissant les règles du mécanisme de capacité et pris en application de l’article 2 du décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d’approvisionnement en électricité et portant création d’un mécanisme d’obligation de capacité dans le secteur de l’électricité, JORF n° 0021, 25 januari 2015. Intersentia


gemaakt (vraagbeheersing). De garanties worden gecertificeerd door RTE om na te gaan hoeveel gecontracteerde capaciteit effectief beschikbaar kan worden gemaakt om bij te dragen aan de toereikendheid van het systeem in de afleverperiode (i.e., bijdragen aan het opvangen van piekende vraag), waarna het bindende contracten worden met een geldigheidsperiode van een jaar. De gestandaardiseerde contracten/garanties kunnen vervolgens worden verhandeld op de secundaire markt, waardoor onderworpen partijen alsnog de vereiste garanties kunnen verwerven voorafgaand aan de aanvang van de afleverperiode. 52. Het Franse capaciteitsmechanisme staat open voor alle technologieën en voor zowel bestaande als nieuwe capaciteit (met inbegrip dus van vraagbeheersing), gelegen in continentaal Frankrijk. Het staat dus niet open voor ingevoerde capaciteit, al wordt interconnectorcapaciteit in rekening gebracht om de hoeveelheid garanties te bepalen die moeten worden aangehouden door de onderworpen partijen. Boetes voor onderworpen partijen die niet over het vereist aantal garanties beschikken in de afleverperiode kunnen oplopen tot 120.000 euro per MW ontbrekende capaciteit. Er gelden ook penalisaties voor capaciteitsleveranciers die de vereiste capaciteit onder hun contracten niet beschikbaar kunnen maken wanneer nodig. 53. RTE bepaalt elk jaar de deadline waartegen capaciteitsleveranciers certificatie van de door hen gecontracteerde capaciteit kunnen bekomen. Voor de eerste afleverperiode (winter 2017) is het certificeringsproces gestart op 1 april 2015. Producenten hebben tot 15 oktober 2015 om certificering te bekomen, grote verbruikers die capaciteit beschikbaar willen stellen via vraagbeheersing tot 31 oktober 2016, voor de winterperiode 2017. Voor de daaropvolgende winterperiodes (2018 en 2019) liggen de deadlines respectievelijk op 31 december 2015 (producenten) en 31 oktober 2017 (vraagbeheersing voor winter 2018).63 § 2. Duitsland: tijdelijke strategische reserve en discussie over toekomstige energiemarkt 54. In Duitsland werd in 2013 een tijdelijke strategische reserve ingevoerd, die in werking is getreden op 6 juli 2013 en vervalt op 31 december 2017.64 Net als in België hangt de strategische reserve samen met een verplichting om een voorgenomen buitenwerkingsstelling van productie- en opslagcapaciteit aan te melden. Een geplande buitenwerkingsstelling van eenheden met een capaciteit

63 64

Power in Europe, “French cap mech applications begin”, nr. 699, 13 april 2015, 7. § 13b, (1), 2° van de Duitse energiewet (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) van 7 juli 2005, in samenhang met het Besluit inzake reservecapaciteit (Reservekraft werksverordnung – ResKV) van 27 juni 2013.

Intersentia

27


van minimum 10 MW moet verplicht worden aangemeld bij de verantwoordelijke TNB en de regulator BNetzA. De stopzetting van systemisch relevante eenheden van 50 MW of meer, die als dusdanig zijn aangemerkt, kan onderworpen zijn aan een maximale standstill-periode van 24 maanden. 55. i)

ii) iii) iv)

De procedure kan als volgt worden samengevat: de TNB’s voeren een gezamenlijke probabiliteitsanalyse uit voor de eerstvolgende winterperiode en de komende vijf jaar en bezorgen die aan de BNetzA uiterlijk tegen 1 april van elk jaar; de BNetzA analyseert en bevestigt de noodzaak van een strategische reserve tegen 1 mei; producenten drukken hun interesse uit om capaciteit ter beschikking te stellen in de strategische reserve tegen 15 mei; de bevoegde TNB’s sluiten overeenkomsten af met de betreffende producenten tegen 15 juli.

56. De strategische reserve staat in principe open voor alle technologieën, maar capaciteitseenheden moeten systemisch relevant zijn. De voorkeur gaat uit naar bestaande capaciteit, maar nieuwe capaciteit kan in uitzonderlijke omstandigheden worden aanvaard. De strategische reserve staat ook open voor capaciteit uit andere EU lidstaten en Zwitserland, onder bepaalde voorwaarden (waaronder dat de eenheden kunnen bijdragen tot de bevoorradingszekerheid in Duitsland en dat er geen bezwaren zijn vanuit de bevoorradingszekerheid van het eigen land). De kosten worden doorgerekend via het nettarief, en gecontracteerde capaciteit wordt, eigen aan een strategische reserve, uit de markt gelicht. De wetgeving voorziet geen penalisaties indien een deelnemer er niet in slaagt om de capaciteit gecontracteerd met de TNB beschikbaar te maken indien nodig, maar dit kan wel aanleiding geven tot contractuele aansprakelijkheid onder het contract met de TNB. 57. Het regeerakkoord (“Koalitionsvertrag”) van de Duitse federale regering stipuleert de intentie van de partijen om op middellange termijn een capaciteitsmechanisme te introduceren, consistent met de Europese regels en open voor verschillende technologieën.65 Naar aanleiding daarvan heeft het federaal Ministerie voor Economische Zaken en Energie (BMWi) een groenboek66 gepubliceerd omtrent de toekomst van de energiemarkt, waarin zowel de mogelijkheid van capaciteitsmechanismen wordt bestudeerd, als een verdere optimalisatie van de zuivere energiemarkt. Een aantal studies raden eerder het laatste aan. Momenteel 65

66

28

Zie het Duitse federale regeerakkoord voor de 18de legislatuur, te consulteren via: www.bundesregierung.de/Content/DE/_Anlagen/2013/2013-12-17-koalitionsvertrag.pdf;jsessionid=87 960F90DAFC0E983542C0A5FA26959E.s3t1?__blob=publicationFile&v=2, 57. Te consulteren via: www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/G/gruenbuch-gesamt,property=pdf, bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf. Intersentia


houdt de BMWi een publieke raadpleging over het groenboek, dat vervolgens moet uitmonden in een witboek met praktische uitwerkingsmaatregelen. Dit wordt verwacht in mei 2015. § 3. Verenigd Koninkrijk: centrale capaciteitsveiling 58. Als onderdeel van de hervorming van de elektriciteitsmarkt in het Verenigd Koninkrijk (“UK Electricity Market Reform”), werd een capaciteitsmarkt in de vorm van een gecentraliseerde capaciteitsveiling ingevoerd in 2013.67 De capaciteitsveiling werd aangemeld en verkreeg goedkeuring van de Commissie in juli 2014.68 De uitvoeringswetgeving is in werking getreden tussen augustus en december 2014, en de eerste capaciteitsveiling werd afgesloten in december 2014, voor capaciteit beschikbaar te maken in de afleverperiode 2018-2019.69 59. De krachtlijnen van de Britse capaciteitsveiling kunnen als volgt worden samengevat. De overheid bepaalt het totale volume aan capaciteit dat ze beschikbaar wil hebben in de afleverperiode, op basis van een analyse van de Britse TNB, National Grid, en een vastgestelde betrouwbaarheidsstandaard. Door National Grid gepreselecteerde capaciteitsleveranciers kunnen deelnemen aan een initiële veiling van capaciteitscontracten vier jaar voorafgaand aan de afleverdatum, die nadien wordt gevolgd door een veiling met een aanlooptijd van één jaar. De capaciteitscontracten afgesloten met National Grid leveren een vergoeding op, bepaald op basis van de clearing prijs in de veiling, in ruil voor de verplichting om capaciteit beschikbaar te houden in de afleverperiode, met een penalisatie op basis van VOLL. Tussen de veiling en de afleverperiode, kunnen de standaardcontracten worden verhandeld op de secundaire markt om financiële posities te hedgen. De contracten worden in principe afgesloten voor één jaar, al zijn langere periodes mogelijk voor bestaande capaciteit van bestaande eenheden die een ingrijpende upgrade nodig hebben (tot drie jaar) en voor nieuwe capaciteit (tot vijft ien jaar). De kosten worden gedragen door de leveranciers op basis van hun marktaandeel (en bijgevolg doorgerekend aan de eindverbruikers). 60. De capaciteitsveiling is technologieneutraal en staat open voor bestaande en nieuwe capaciteit (met uitzondering van hernieuwbare productie die reeds geniet van een ander steunmechanisme) en voor vraagbeheersing, dat ook in de veiling 67 68

69

Part 2, Chapter 3 van de Engelse Energiewet (Energy Act) van 18 december 2013, en uitvoeringswetgeving in de vorm van de Capacity Market Regulations en de Capacity Market Rules. Commissiebeslissing in Zaak SA.35980, Verenigd Koninkrijk: Electricity market reform – Capacity market, 23 juli 2014, C (2014) 5083 fi nal, http://ec.europa.eu/competition/elojade/ isef/index.cfm. Ingevolge een robuuste verhouding tussen vraag en aanbod lagen de prijzen aan de onderkant van de voorziene curve, hetgeen goed nieuws is voor de Britse eindverbruiker (en de regering), maar minder voor de aanbieders. Mogelijk zal de prijs in toekomstige veilingen wel stijgen ingevolge onder meer milieurechtelijke beperkingen voor steenkoolproductie.

Intersentia

29


kan worden geboden. In de toekomst zou ook ingevoerde capaciteit moeten kunnen deelnemen (in principe vanaf 2015). § 4. Nederland: geen capaciteitsmechanisme vereist 61. Nederland heeft tot op heden geen capaciteitsmechanismen geïntroduceerd. Uit bepaalde parlementaire stukken van de Tweede Kamer70 blijkt dat de Regering deze als onwenselijke subsidiemechanismen beschouwt die de elektriciteitsmarkt zouden verstoren en de vorming van de IEM verder zouden ondermijnen. De regering benadrukt het belang van een efficiënt gebruik van de bestaande capaciteit door gebruik van interconnectors en uitbreiding van interconnectorcapaciteit waar nodig. Ze roept ook op tot coördinatie van capaciteitsmechanismen op Europees niveau voor zover nodig.

HOOFDSTUK 3. HET EUROPESE TOETSINGSK ADER AFDELING 1. TOEGENOMEN EUROPESE AANDACHT VOOR CAPACITEITSMECHANISMEN 62. Ook onder Europees recht zijn capaciteitsmechanismen geen volledig nieuw fenomeen.71 De Commissie heeft zich in het verleden reeds meermaals over capaciteitsmechanismen gebogen in toepassing van het staatssteunverbod in artikel 107, § 1 van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (VWEU).72 Ook de regelgeving van de IEM verwijst er op meerdere plaatsen naar.73 63. Maar het is pas sinds 2012 dat de Commissie capaciteitsmechanismen duidelijk als prioriteit is gaan beschouwen. Enerzijds erkent de Commissie dat de gevoelige toename van hernieuwbare energiebronnen in de energiemix van de lidstaten zorgt voor de nood aan flexibele capaciteit om de bijhorende schomme70 71

72

73

30

Tweede Kamer der Staten-Generaal, vergaderjaar 2013-2014, zie o.a. stukken nrs. 33 930 XIII, 30, 22 112, 7, en 21 501-33. Reeds ettelijke jaren voordat de Commissie zich in capaciteitsmechanismen heeft vastgebeten, hebben een aantal EU-lidstaten al vormen van capaciteitsmechanismen ingevoerd. Zo hebben Finland, Zweden en Polen strategische reserves, en heeft Italië sinds 2003 een systeem van capaciteitsbetalingen, net zoals Ierland (sinds 2003), Griekenland (sinds 2005), Spanje (2007) en Portugal (2010). De Commissie oordeelde bv. reeds in 2003 dat een Iers capaciteitsmechanisme geen staatssteun uitmaakte en kon worden geïmplementeerd (cf. infra voetnoot 91). In 2010 opende de Commissie een formele onderzoeksprocedure in een zaak over een gepland capaciteitsmechanisme in Estland, een plan dat wegens deze bezwaren door Estland werd afgeblazen (Commissie, Zaak SA.30531 – Estland: Aid for Capacity Payments for Oil-Shale Fuelled Electricity Production (ET), beslissingen 23 maart 2011 en 30 juni 2011, http://ec.europa.eu/competition/ elojade/isef/index.cfm). Zie onder andere de Elektriciteitsrichtlijn en de Bevoorradingszekerheidsrichtlijn. Intersentia


lingen in energieaanbod op te vangen en dat in tijden van verouderde en vaak niet langer rendabele “traditionele” productiesites maatregelen vereist zijn om de energievraag op piekmomenten te kunnen bijhouden. Anderzijds bestaat de bezorgdheid dat dergelijke maatregelen de interne energiemarkt kunnen verstoren en stimulansen zouden verminderen om te investeren in interconnectorcapaciteit alsook in methoden om de vraagzijde van de markt te betrekken. 64. De Commissie heeft het debat daarom een versnelling hoger geschakeld door het lanceren van een consultatieronde in november 2012.74 De voornaamste bevindingen uit deze consultatie waren dat i) respondenten bijna unaniem waren over de nood om een betere marktwerking en –integratie te verzekeren in het streven naar bevoorradingszekerheid, ii) respondenten verdeeld waren over de vraag of de huidige IEM in staat is om voor de nodige investeringen met het oog op bevoorradingszekerheid te zorgen, iii) de meerderheid van de respondenten de verzuchting deelde voor meer rechtszekerheid, meer integratie van hernieuwbare energiebronnen in de markt en een Europese harmonisatie van steunmaatregelen als de minst marktverstorende oplossing, iv) consensus bestond over de nood om te verbeteren hoe bevoorradingszekerheid wordt geëvalueerd, v) er beperkte steun was voor volledige harmonisatie maar niettemin brede steun bestond voor gedetailleerde Europese criteria voor nationale capaciteitsmechanismen, doch vi) enkele lidstaten waarschuwden voor te strikte criteria.75 65. Op basis van deze bevindingen heeft de Commissie in november 2013 een Mededeling gepubliceerd waarin zij haar visie uiteenzet op de interventie door lidstaten in de interne elektriciteitsmarkt, met capaciteitsmechanismen als één van de centrale thema’s.76 De Mededeling wordt vergezeld van een zogenaamd Staff Working Document met verdere technische achtergrond.77 Uit de Mededeling spreekt begrip van de Commissie voor de onvermijdelijkheid van capaciteitsmechanismen in bepaalde omstandigheden, maar eveneens groot wantrouwen. De Commissie is met name bezorgd dat capaciteitsmechanismen de IEM verstoren, met mogelijk hogere kosten voor consumenten en belastingbetalers, afnemende grensoverschrijdende handel in elektriciteit en subsidieraces tussen lidstaten tot gevolg. Samengevat stelt de Commissie daarom voor dat capaciteitsmechanismen niet verder mogen gaan dan strikt noodzakelijk is, en dat in

74

75 76 77

Alle documenten in verband met deze consultatie zijn te consulteren via: http://ec.europa.eu/ energy/en/consultations/consultation-generation-adequacy-capacity-mechanisms-and-internal-market-electricity. Zie: http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/fi les/documents/20130207_generation_adequacy_ responses_summary.pdf. Commissie, Communication, supra 29. Commissie, “Generation Adequacy in the internal electricity market. Guidance on public interventions”, SWD(2013) 438 fi nal, 5 november 2013, http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/ fi les/documents/com_2013_public_intervention_swd01_en.pdf.

Intersentia

31


eerste instantie de markt de kans moet krijgen om middels de nodige investeringen bevoorradingsproblemen op te lossen. Als de markt faalt, is een objectieve en op feiten gebaseerde analyse nodig over de omvang van het eventuele capaciteitstekort. Als hieruit blijkt dat er daadwerkelijk een tekort bestaat, moet worden gekeken naar alternatieve oplossingen (interconnectors, initiatieven aan de vraagzijde) en de mogelijke aanpassing van eventuele regels die marktfaling in de hand werken. Pas als ook dat geen oplossing biedt, kan een capaciteitsmechanisme worden overwogen. Dit moet dan tot stand worden gebracht op een manier die de concurrentie zo min mogelijk verstoort, idealiter door het organiseren van een transparante aanbesteding die in principe dient open te staan voor alle geschikte technologieën en voor spelers in binnen- en buitenland. 66. De Mededeling van 2013 en het Staff Working Document vormen de eerste documenten waarin de Commissie breedvoerig haar visie omtrent capaciteitsmechanismen heeft uiteengezet. De Mededeling blijft evenwel niet-bindend. Niettemin hebben de principes in de Mededeling gediend als inspiratiebron voor de Richtsnoeren inzake staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 2014-2020.78 Deze Richtsnoeren zijn op hun beurt wél bindend. We bespreken ze hieronder.

AFDELING 2. VAN “SOFT LAW ” NAAR “HAR D LAW ”: DE NIEUWE STAATSSTEUNR ICHTSNOER EN 2014-2020 67. De toegenomen aandacht door de Commissie voor capaciteitsmechanismen kwam ongeveer gelijktijdig met de lancering door de Commissie van een ambitieus moderniseringsprogramma van haar staatssteunbeleid. Dit werd aangekondigd in mei 2012 en had een drievoudig doel: i) het bevorderen van duurzame, slimme en inclusieve groei op een competitieve interne markt, ii) het toelaten aan de Commissie zich te concentreren op die zaken die de grootste impact op de interne markt hebben en tegelijk de samenwerking met de lidstaten versterken op het gebied van de handhaving van de staatssteunregels, en iii) de regels stroomlijnen en sneller tot beslissingen komen.79 Als onderdeel van dit programma werd het overgrote deel van de bestaande richtsnoeren van de Commissie omtrent de compatibiliteit van staatssteunmaatregelen met de interne markt herzien, zo ook de richtsnoeren van 2008 inzake staatssteun voor milieubescherming.80 78 79

80

32

Commissie, Richtsnoeren staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 20142020, Pb.C. 200/1, 28 juni 2014 (de “Richtsnoeren”). Commissie, “De modernisering van het EU-staatssteunbeleid”, COM/2012/0209 final, 8 mei 2012, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/ALL/?uri=CELEX:52012DC0209; zie ook: Commissie, “State aid modernisation – a major revamp of EU State aid control”, Competition policy brief, issue 11, november 2014, http://ec.europa.eu/competition/publications/ cpb/2014/011_en.pdf. Commissie, “Communautaire richtsnoeren inzake staatssteun voor milieubescherming”, Pb.C. 82, 1 april 2008, 1-33. Intersentia


68. Op 9 april 2014 publiceerde de Commissie de nieuwe Richtsnoeren.81 Hiermee krijgen energiethema’s voor het eerst een volwaardige plaats in de ruime verzameling van Commissierichtsnoeren. De richtsnoeren uit 2008 bevatten reeds een aantal specifieke regels over energiethema’s die verband houden met klimaatbeleid, zoals steun voor energiebesparing, hernieuwbare energiebronnen, warmtekrachtkoppeling en stadsverwarming. De nieuwe Richtsnoeren bevatten nu ook specifieke regels wat betreft steun voor CO2-afvang en -opslag (CCS), energieinfrastructuur en bevoorradingszekerheid. Deze thema’s (en in het bijzonder steun voor hernieuwbare energiebronnen) waren het voorwerp van een intens debat met alle belanghebbenden en leidden zelfs, zeer uitzonderlijk voor staatssteunrichtsnoeren, tot een stemming binnen het College van Commissarissen, waarbij één Commissaris tegenstemde en drie onthoudingen werden genoteerd. Naar aanleiding van hun publicatie stelde de vicevoorzitter van de Commissie bevoegd voor de mededinging Joaquín Almunia dan ook dat ze duidelijk “één van de belangrijkste onderdelen van het moderniseringsprogramma” zijn.82 69. Wat capaciteitsmechanismen betreft, overwoog de Commissie om ofwel i) geen concrete compatibiliteitscriteria in te voeren, ii) slechts bepaalde minimumvereisten in te voeren, of iii) een reeks concrete vereisten in te voeren voortbouwend op de bovenvermelde Mededeling van 2013.83 De keuze viel op de derde optie. Volgens de Commissie zou een duidelijk evaluatiekader de beste juridische zekerheid bieden aan alle betrokkenen en toelaten om bevoorradingszekerheidsproblemen op een zo marktconform mogelijke wijze aan te pakken, met het oog op een zo beperkt mogelijke verstoring van de interne energiemarkt en de beste prijzen voor eindgebruikers.84 70. Terwijl de Mededeling van 2013 juridisch niet-bindend is, kunnen de staatssteunrichtsnoeren wel juridisch worden afgedwongen. Staatssteun moet immers

81

82

83

84

We beperken ons in deze bijdrage tot de regels voor capaciteitsmechanismen. Voor een ruimere beschrijving van de Richtsnoeren kan worden verwezen naar o.a. T. Chellingsworth en D. Vanherck, “Energie en staatssteun: de nieuwe richtsnoeren inzake staatssteun voor milieubescherming en energie 2014-2020” in K. Deketelaere en B. Delvaux (eds.), Jaarboek Energierecht 2013, Antwerpen, Intersentia, 2014, 1-42; zie ook P. Nicolaides en M. Kleis, “A Critical Analysis of Environmental Tax Reductions and Generation Adequacy Provisions in the EEAG 2014-2020”, EStAL, 2014/4, 636-649; en Commissie, “Improving State Aid for Energy and the Environment”, Competition policy brief, issue 16, oktober 2014, http:// ec.europa.eu/competition/publications/cpb/2014/016_en.pdf. J. Almunia, “Introductory remarks on new guidelines on state aid for environmental protection and energy for the period 2014-2020”, 9 april 2014, IP/14/400, http://europa.eu/rapid/ press-release_IP-14-400_en.htm. Impact Assessment Report accompanying the Guidelines on environmental and energy State aid for 2014-2020, http://ec.europa.eu/smart-regulation/impact/ia_carried_out/docs/ia_2014/ swd_2014_0139_en.pdf, 36-37. Ibid., 61-63.

Intersentia

33


(behoudens uitzonderingen)85 vooraf bij de Commissie worden aangemeld en door de Commissie worden geëvalueerd alvorens de maatregel in de praktijk wordt gebracht. De Commissie verbindt zich middels de Richtsnoeren om deze evaluatie op basis van de vastgestelde principes uit te voeren, en het Gerecht bij het Hof van Justitie van de Europese Unie zal zich in geval van een annulatieberoep tegen een Commissiebeslissing niet in de plaats stellen van de Commissie wat de Richtsnoeren betreft, doch enkel de correcte toepassing ervan nagaan. 71. Middels haar staatssteunbevoegdheden voorziet de Commissie dus in de afdwingbaarheid van haar beleid inzake capaciteitsmechanismen zoals uiteengezet in 2013, ondanks het feit dat op wetgevend vlak inzake capaciteitsmechanismen nog geen progressie werd geboekt. Capaciteitsmechanismen zijn daarmee een voorbeeld bij uitstek van de trend waarbij de Commissie haar verregaande staatssteunbevoegdheden, waarbij het er traditioneel om gaat om mededingingsverstorende staatssteunmaatregelen op te sporen en te bestrijden, in toenemende mate inzet om een ambitieus ruimer beleid te voeren.86

AFDELING 3. SPECIFIEK E STAATSSTEUNR EGELS VOOR CAPACITEITSMECHANISMEN § 1. Kwalificatie van de maatregel als staatssteun 72. De Richtsnoeren bevatten specifieke regels in verband met capaciteitsmechanismen.87 Deze regels gaan over de verenigbaarheid met de interne markt van capaciteitsmechanismen die kunnen worden gekwalificeerd als staatssteun. Deze worden uitvoerig besproken in wat volgt. We beginnen dit onderdeel echter met wat de Richtsnoeren niet behandelen: de vraag of capaciteitsmechanismen staatssteun uitmaken. 73. Artikel 107, lid 1 VWEU definieert staatssteun als “steunmaatregelen van de staten of in welke vorm ook met staatsmiddelen bekostigd, die de mededinging door begunstiging van bepaalde ondernemingen of bepaalde producties vervalsen of dreigen te vervalsen, voor zover deze steun het handelsverkeer tussen de lidstaten ongunstig beïnvloedt”. Het is dus vereist dat sprake is van een onderneming, ten 85 86 87

34

Cf. infra, voetnoot 89. Zie o.m. C. Koenig, “Where is State Aid Law heading to?”, EStAL, 2014/4, 611-613. Zie paragrafen 216-233 van de Richtsnoeren. De richtsnoeren bevatten eveneens in § 20 de regel dat zelfs wanneer een capaciteitsmechanisme als steunregeling werd goedgekeurd in overeenstemming met art. 108, lid 3 VWEU, individuele steun uitgekeerd in toepassing van deze steunregeling alsnog afzonderlijk bij de Commissie moet worden aangemeld wanneer de maatregel meer dan 15 miljoen euro per project per onderneming bedraagt. Er bestaat evenwel een uitzondering voor maatregelen die worden toegekend op grond van een concurrentiële inschrijvingsprocedure. Zij dienen niet nog eens te worden aangemeld. Intersentia


aanzien van wie een selectief voordeel wordt verleend, dat toerekenbaar is aan de Staat en uit staatsmiddelen wordt bekostigd, en dat de mededinging en het handelsverkeer binnen de Unie kan beïnvloeden.88 Enkel in dit geval, en behoudens uitzonderingen89, dient de maatregel te worden aangemeld. 74. Het meest relevante criterium in deze context is dat van het voordeel. Meer bepaald zouden bepaalde capaciteitsmechanismen kunnen worden beschouwd als een dienst van algemeen economisch belang (DAEB), en staatssteun in dit kader als compensatie voor een DAEB. Het weze opgemerkt in dit verband dat artikel 3(2) van de Elektriciteitsrichtlijn erkent dat openbaredienstverplichtingen aan elektriciteitsbedrijven betrekking kunnen hebben op leverings- en voorzieningszekerheid. Het is vaste rechtspraak dat in zulke gevallen een voordeel kan worden uitgesloten wanneer aan vier cumulatieve voorwaarden is voldaan (de zogenaamde “Altmark-voorwaarden”).90 In de eerste plaats moet de begunstigde onderneming daadwerkelijk belast zijn met de uitvoering van openbaredienstverplichtingen en moeten die verplichtingen duidelijk omschreven zijn. In de tweede plaats moeten de parameters op basis waarvan de compensatie wordt berekend, vooraf op objectieve en transparante wijze zijn vastgesteld. In de derde plaats mag de compensatie niet hoger zijn dan nodig is om de kosten van de uitvoering van de openbaredienstverplichtingen, rekening houdend met de opbrengsten en een redelijke winst, geheel of gedeeltelijk te dekken. In de vierde plaats moet, wanneer de met de uitvoering van openbaredienstverplichtingen te belasten onderneming niet is gekozen in het kader van een openbare aanbesteding waarbij een kandidaat kan worden geselecteerd die deze diensten tegen de laagste kosten voor de gemeenschap kan leveren, de noodzakelijke compensatie worden vastgesteld op basis van de kosten die een gemiddelde, goed beheerde onderneming, die zodanig is uitgerust dat zij aan de vereisten van de openbare dienst kan voldoen, zou hebben gemaakt om deze verplichtingen uit te voeren, rekening houdend met de opbrengsten en een redelijke winst uit de uitoefening van deze verplichtingen. 88

89

90

Een gedetailleerde toelichting bij de constitutieve bestanddelen van een staatssteunmaatregel kan worden gevonden in: Commissie, Ontwerpmededeling van de Commissie betreffende het begrip “staatssteun” in de zin van artikel 107, lid 1, VWEU, http://ec.europa.eu/competition/ consultations/2014_state_aid_notion/draft _guidance_nl.pdf. Onder bepaalde voorwaarden wordt een maatregel die staatssteun uitmaakt vrijgesteld van de aanmeldingsverplichting. Zie hiervoor Verordening (EU) Nr. 651/2014 van de Commissie van 17 juni 2014 waarbij bepaalde categorieën steun op grond van de artikelen 107 en 108 van het Verdrag met de interne markt verenigbaar worden verklaard, Pb.L. 187/1, 26 juni 2014 (de “Algemene Groepsvrijstellingsverordening”); en Verordening (EU) Nr. 1407/2013 van de Commissie van 18 december 2013 betreffende de toepassing van de artikelen 107 en 108 van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie op de-minimissteun, Pb.L. 352/1, 24 december 2013 (de “De Minimis-Verordening”). HJEU 24 juli 2003, zaak C-280/00, Altmark Trans, Jur. 2003, I-7747, §§ 87-95; zie verder: Mededeling van de Commissie betreffende de toepassing van de staatssteunregels van de Europese Unie op voor het verrichten van diensten van algemeen economisch belang verleende compensatie, 2012/C 8/02, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/NL/TXT/HTML/?uri=CELEX:52012XC0111(02).

Intersentia

35


75. Deze analyse werd door de Commissie toegepast in haar beoordeling van het Iers capaciteitsmechanisme in 2003.91 De Commissie oordeelde dat het voorzien van capaciteit onder het capaciteitsmechanisme kon worden beschouwd als een openbaredienstverplichting, in het bijzonder omdat Ierland uitvoerig had aangetoond dat marktmechanismen niet in staat waren voor bevoorradingszekerheid in Ierland te zorgen. Ook aan de andere drie Altmark-voorwaarden was in deze zaak voldaan. De Commissie oordeelde aldus dat de maatregel bij gebrek aan staatssteun sowieso kon doorgaan. 76. Het blijft voorlopig koffiedik kijken of en hoe capaciteitsmechanismen vandaag door de Commissie zullen worden beoordeeld onder de Altmark-voorwaarden. Er is tot op heden slechts één precedent publiek beschikbaar dat toepassing maakt van de nieuwe Richtsnoeren (inzake de capaciteitsmarkt in het Verenigd Koninkrijk, zie Afdeling 4 van dit Hoofdstuk). In deze zaak werd de kwalificatie als staatssteun door het Verenigd Koninkrijk niet betwist, waardoor een doorgedreven analyse hiervan door de Commissie niet vereist was. De mogelijke kwalificatie als DAEB is tegelijk mogelijk één van de achterliggende redenen waarom bepaalde lidstaten hun (geplande) capaciteitsmechanismen niet hebben aangemeld en er dus niet meer precedenten bestaan. Immers, wanneer een maatregel klaar en duidelijk als compensatie voor een DAEB kan worden beschouwd, zijn lidstaten niet vereist deze aan te melden. De toekomst zal dit verder moeten uitwijzen. In tussentijd kan inspiratie worden gevonden in de Commissiebeslissing inzake nucleaire investeringssteun in het Verenigd Koninkrijk voor Hinkley Point.92 Hier argumenteerde het Verenigd Koninkrijk wel dat de maatregel compensatie voor een DAEB betrof om redenen van bevoorradingszekerheid. De Commissie volgde dit niet. Het valt te betwijfelen of de Commissie voor capaciteitsmechanismen een soepelere houding zal aannemen, gezien de politieke doelstelling om capaciteitsmechanismen nauwlettend te onderzoeken. § 2. Beoordeling van de maatregel als verenigbaar met de interne markt 77. Wanneer een capaciteitsmechanisme als staatssteun moet worden beschouwd93, vereist artikel 107(1) VWEU dat het wordt aangemeld bij en goedgekeurd door de Commissie alvorens het wordt ingevoerd. De Commissie kan de

91

92

93

36

Commissie, Zaak N 475/2003 – Ireland: Public Service Obligation in respect of new electricity generation capacity for security of supply, beslissing van 16 december 2003, C(2003)4488fi n, http://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/index.cfm. Commissie, Zaak SA.34947 – Verenigd Koninkrijk: Support to the Hinkley Point C Nuclear Power Station, beslissing van 8 oktober 2014, C(2014) 7142 fi nal cor, http://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/index.cfm. En behoudens toepassing van de Algemene Groepsvrijstellingsverordening of de De MinimisVerordening. Intersentia


maatregelen nog steeds goedkeuren op grond van artikel 107(3)c VWEU als steun verenigbaar met de interne markt wanneer deze is bedoeld “om de ontwikkeling van bepaalde vormen van economische bedrijvigheid binnen de EU te vergemakkelijken, mits de voorwaarden waaronder het handelsverkeer plaatsvindt daardoor niet zodanig worden veranderd dat het gemeenschappelijk belang wordt geschaad”. De nieuwe Richtsnoeren bevatten de gedetailleerde regels op basis waarvan de Commissie deze analyse zal uitvoeren. 78. De Richtsnoeren definiëren toereikendheid (leveringszekerheid) als “het volume productievermogen dat toereikend wordt geacht om op elk moment te voldoen aan de vraag in de lidstaat, gebaseerd op het gebruik van een conventionele statistische indicator gehanteerd door organisaties die door Unie-instellingen worden erkend als organisaties die een essentiële rol vervullen bij de totstandbrenging van een interne elektriciteitsmarkt bv. ENTSO-E”.94 79. Vervolgens bevatten de Richtsnoeren een aantal criteria waaraan een capaciteitsmechanisme moet voldoen om in aanmerking te komen voor goedkeuring. Het betreft: i) de bijdrage aan een duidelijk omschreven doelstelling van gemeenschappelijk belang, ii) de noodzaak van de maatregel, iii) de geschiktheid van de maatregel, iv) het stimulerend effect dat uitgaat van de maatregel, v) de evenredigheid van de maatregel, en vi) het vermijden van ongewenste negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer tussen lidstaten. We hernemen hieronder de voornaamste regels voor elk van deze criteria. Het zal een constante blijken in deze bespreking dat de voorwaarden enerzijds bijzonder strikt zijn, maar anderzijds aan de Commissie een ruime beoordelingsmarge laten wanneer toegepast in concrete zaken. Samengevat komt het erop neer dat capaciteitsmechanismen slechts een last resort oplossing kunnen zijn, en dat hun impact tot het strikt noodzakelijke moet worden beperkt.95 A.

Bijdrage aan een doelstelling van gemeenschappelijk belang96

80. Vooreerst wordt gesteld dat maatregelen om toereikendheid te garanderen op uiteenlopende wijze kunnen worden vormgegeven, in de vorm van investeringssteun en exploitatiesteun (in beginsel alleen als vergoeding voor het toezeggen van regel- en reservevermogen). Ze kunnen tevens op verschillende doelstellingen inzetten, zoals bijvoorbeeld op het aanpakken van kortetermijnproblemen ontstaan door het gebrek aan flexibele productiecapaciteit om plotse fluctuaties in de variabele productie van wind- en zonne-energie op te vangen, of voor de toe-

94 95 96

Richtsnoeren, § 19. Richtsnoeren, §§ 216-233. Richtsnoeren, §§ 219-221.

Intersentia

37


reikendheid een doelstelling bepalen die de lidstaten willen garanderen, ongeacht overwegingen op korte termijn. 81. Verder kan steun ten behoeve van toereikendheid in conflict komen met de doelstelling van het afbouwen van milieuschadelijke subsidies, ook voor fossiele brandstoffen. Daarom dienen lidstaten vooral voor het bereiken van toereikendheid alternatieve methoden te overwegen die niet negatief uitwerken op de doelstelling van de afbouw van ecologisch of economisch schadelijke subsidies, door bijvoorbeeld beheersing van de vraag te bevorderen en interconnectorcapaciteit te vergroten. De voorkeur van de Commissie voor alternatieve methoden van bevoorradingszekerheid is de rode draad in de Richtsnoeren. 82. Het belangrijkste onder dit criterium is dat de precieze doelstelling waarop de maatregel inzet, duidelijk omschreven is, met inbegrip van de vraag waar en wanneer het toereikendheidsprobleem zich dreigt voor te doen. De vaststelling van een probleem inzake toereikendheid dient te sporen met de analyse van de toereikendheid zoals die op regelmatige basis door ENTSO-E wordt uitgevoerd in overeenstemming met de wetgeving inzake de interne energiemarkt.97 Met name kan de methodiek die ENTSO-E heeft ontwikkeld voor zijn beoordelingen van de toereikendheid op Unieniveau, in dit verband als een geldig uitgangspunt worden beschouwd. We noteren dat de analyse van toereikendheid ook voor ENTSO-E work in progress blijft. In dit verband kan worden verwezen naar de consultatie die hierover door ENTSO-E in april 2014 werd georganiseerd. Wat België betreft, wordt ook verwezen naar recente initiatieven van het Pentalateral Energy Forum in verband met bevoorradingszekerheidsanalyse op regionaal niveau (Oostenrijk, België, Frankrijk, Duitsland, Luxemburg, Nederland, Zwitserland).98 B.

Noodzaak van overheidsmaatregelen99

83. Onder het criterium van de noodzaak wordt in essentie voortgebouwd op de nood aan een doorgedreven vaststelling van het marktfalen, met daarbij aandacht voor alle relevante factoren en potentiële alternatieven. Zo dienen de aard en de oorzaken van het probleem inzake toereikendheid – en dus de noodzaak van staatssteun om de toereikendheid te garanderen – correct te worden geanalyseerd en gekwantificeerd, bijvoorbeeld in termen van het ontbreken van vermogen bij piekbelasting of seizoenspieken, of piekende vraag wanneer vraag en aanbod op 97 98

99

38

Zie Verordening (EG) nr. 714/2009, supra 9, en met name artikel 8 met betrekking tot de taken van ENTSO-E. Elia, “Eerste regionaal ‘generation adequacy assessment report’ gepubliceerd”, 3 maart 2015, www.elia.be/nl/over-elia/newsroom/news/2015/12-03-2015_First-regional-generation-adequa cy-assessment-report-published, met link naar de volledige tekst van het rapport. Richtsnoeren, §§ 222-224. Intersentia


korte termijn op de elektriciteitsgroothandelsmarkt niet op elkaar kunnen worden afgestemd. De gebruikte maatstaf moet worden beschreven, inclusief hoe die maatstaf precies wordt berekend. 84. De lidstaten dienen duidelijk de redenen aan te geven waarom de markt, bij uitblijven van de maatregel, naar verwachting onvoldoende vermogen kan leveren, rekening houdend met lopende marktontwikkelingen en technologische ontwikkelingen. Bij dit soort ontwikkelingen kan het bijvoorbeeld gaan om de ontwikkeling van marktkoppeling, intra-day-markten, evenwichtsmarkten en markten voor ondersteunende diensten en de opslag van elektriciteit. Ook met de volgende elementen zal de Commissie rekening houden: i) inschatting van de impact van variabele productie, ook die afkomstig van aangrenzende netten; ii) inschatting van de impact van de participatie aan de vraagzijde, met inbegrip van een beschrijving van maatregelen om vraagbeheersing te bevorderen; iii) inschatting van de daadwerkelijke of potentiële beschikbaarheid van interconnectors, inclusief een beschrijving van projecten in aanbouw en in planning; en iv) beoordeling van alle overige elementen die het probleem inzake toereikendheid kunnen veroorzaken of aanscherpen, zoals regulerings- of marktfaling, met inbegrip van caps op de elektriciteitsprijzen. C.

Geschikt instrument100

85. Wat de geschiktheid van de maatregel betreft, bevatten de Richtsnoeren twee stelregels. 86. Ten eerste dient de steun alleen de beschikbaarheid van capaciteit als product te vergoeden, dat wil zeggen, de toezegging om in staat te zijn elektriciteit te leveren, met een vergoeding per MW vermogen dat beschikbaar wordt gehouden. De steun mag geen vergoeding per verkochte MWh elektriciteit omvatten. Die elektriciteit uit beschikbare capaciteit kan bij de meeste capaciteitsmechanismen (met uitzondering van de strategische reserve) afzonderlijk worden verkocht op de gewone elektriciteitsmarkt. 87. Ten tweede dient de maatregel open te zijn en passende prikkels te geven voor zowel bestaande als nieuwe producenten en voor bedrijven die gebruikmaken van substitueerbare technologieën, zoals vraagbeheersing of oplossingen voor opslag. De steun dient dus te worden verschaft via een mechanisme dat de

100

Richtsnoeren, §§ 225-226.

Intersentia

39


mogelijkheid biedt voor potentieel verschillende doorlooptijden, afhankelijk van de tijd die nodig is voor de uitvoering van nieuwe investeringen door nieuwe producenten die andere technologieën gebruiken. Verder moet de maatregel ook rekening houden met de mate waarin interconnectorcapaciteit eventuele problemen inzake toereikendheid kan oplossen. D.

Stimulerend effect101

88. Op dit vlak bevatten de Richtsnoeren geen specifieke regels voor capaciteitsmechanismen. De Richtsnoeren verwijzen naar het algemene principe uiteengezet in onderdeel 3.2.4. Wat telt is dat de steun de begunstigde ervan ertoe aanzet zijn gedrag te veranderen in lijn met de beoogde doelstelling, met name het garanderen van de bevoorradingszekerheid. Het moet gaan om een gedragsverandering die deze zonder de steun niet zou doorvoeren. Steun mag niet de kosten subsidiëren van een activiteit die een onderneming sowieso zou moeten maken, noch mag deze een vergoeding zijn voor het normale zakelijke risico van een economische activiteit. Wanneer een begunstigde een project begint uit te voeren voordat een steunaanvraag werd ingediend, zal de betrokken steun als onverenigbaar met de interne markt worden beschouwd bij gebrek aan stimulerend effect. E.

Evenredigheid van de steun102

89. Evenredigheid gaat over het door de begunstigde verkregen rendement. Het totale steunbedrag dient zo te worden berekend dat begunstigden een rendementspercentage ontvangen dat als redelijk kan worden beschouwd. Een concurrentiële inschrijvingsprocedure op grond van duidelijke, transparante en niet-discriminerende criteria, die daadwerkelijk op de afgebakende doelstelling is gericht, zal normalerwijze worden geacht dergelijke redelijke rendementspercentages op te leveren. Ook dient de maatregel windfall profits te vermijden en moet ervoor gezorgd worden dat de prijs die voor het beschikbaar houden van regel- en reservevermogen wordt betaald, automatisch naar nul neigt wanneer het aangeboden vermogen naar verwachting afdoende is om te voldoen aan de vraag naar vermogen. F.

Vermijden van ongewenste negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer103

90. Tot slot komen de Richtsnoeren terug op de noodzaak van maximale openheid van de maatregel en een minimale impact op de mededinging en de interne markt. 101 102 103

40

Richtsnoeren, § 227 en §§ 49-52. Richtsnoeren, §§ 228-231. Richtsnoeren, §§ 232-233. Intersentia


91. Enerzijds dient de maatregel erin te voorzien dat alle vermogen dat daadwerkelijk kan bijdragen tot het aanpakken van het probleem inzake toereikendheid, voor de maatregel kan worden ingezet. i) Producenten die verschillende technologieën gebruiken, en producenten die maatregelen met een gelijkwaardige technische prestatie aanbieden, bijvoorbeeld vraagbeheersing, interconnectors en opslag, moeten kunnen deelnemen. Deelnamebeperkingen kunnen alleen gerechtvaardigd worden op grond van technische prestaties die niet in staat zijn om het probleem inzake toereikendheid aan te pakken. Bovendien moet de maatregel openstaan voor mogelijke aggregatie van zowel vraag als aanbod. ii) Marktdeelnemers uit andere lidstaten moeten kunnen deelnemen voor zover dit fysiek mogelijk is, met name in de regionale context, dat wil zeggen wanneer het vermogen beschikbaar kan worden gesteld aan de lidstaat die de maatregel ten uitvoer legt en de in de maatregel beschreven verplichtingen kunnen worden afgedwongen. iii) Een voldoende aantal producenten moet deelnemen om een concurrentiële prijs voor het vermogen te kunnen bepalen. iv) Negatieve effecten op de interne markt moeten worden vermeden. Het gaat dan met bijvoorbeeld om uitvoerbeperkingen, plafonds voor groothandelstarieven, biedrestricties of andere maatregelen die het functioneren van marktkoppeling aantasten, met inbegrip van intra-day- en evenwichtsmarkten. 92. Bovendien mag de maatregel de ruimere marktdynamiek niet negatief beïnvloeden, met name door: i) prikkels om te investeren in interconnectorcapaciteit af te zwakken; ii) marktkoppeling aan te tasten, met inbegrip van evenwichtsmarkten; iii) besluiten voor investeringen in productie die van vóór de maatregel dateren, te ondermijnen, of besluiten van marktdeelnemers ten aanzien van de markt voor evenwichts- en ondersteunende diensten te ondergraven; iv) marktdominantie buitensporig te versterken; of v) na te laten bij gelijkwaardige technische en economische parameters de voorkeur te geven aan koolstofarme producenten.

AFDELING 4. PR ECEDENT ONDER DE R ICHTSNOER EN: DE CAPACITEITSMAR KT IN HET VER ENIGD KONINKR IJK 93. Sinds de inwerkingtreding van de nieuwe Richtsnoeren heeft de Commissie zich voorlopig slechts in één zaak ten gronde over een capaciteitsmechanisme gebogen: de capaciteitsmarkt in het Verenigd Koninkrijk.104 De werking van de Britse capaciteitsmarkt werd hiervoor reeds beschreven in hoofdstuk 2, afdeling 2. 104

Commissie, Zaak SA.35980, Verenigd Koninkrijk: Electricity market reform – Capacity market, beslissing van 23 juli 2014, C (2014) 5083 fi nal, http://ec.europa.eu/competition/elojade/

Intersentia

41


94. Deze maatregel werd bij de Commissie formeel aangemeld op 23 juni 2014105 en werd verenigbaar met de interne markt verklaard op 23 juli 2014 in een uitgebreid gemotiveerde beslissing. De maatregel werd dus na een eerste onderzoek goedgekeurd zonder het openen van een formele onderzoeksprocedure. 95. We haalden reeds aan dat het Verenigd Koninkrijk in deze procedure de kwalificatie van de maatregel als staatssteun niet had ontkend. Er werd dan ook summier geoordeeld dat steun voorhanden was, zonder een eventuele openbaredienstverplichting te bespreken.106 96. De focus in de beslissing ligt weliswaar op de beoordeling van de verenigbaarheid van de maatregel met de interne markt. We bespreken hieronder de voornaamste conclusies. – Bijdrage aan een doelstelling van gemeenschappelijk belang en noodzaak: deze criteria worden door de Commissie onderverdeeld in vier elementen. Ten eerste heeft het Verenigd Koninkrijk op basis van een vastgestelde methodologie en middels kwantitatieve gegevens aangetoond dat er een bevoorradingsprobleem bestaat, op een manier die consistent is met de analyse hierover door ENTSO-E. Ten tweede heeft de maatregel een duidelijk omschreven doelstelling, met name het bekomen van de vereiste hoeveelheid capaciteit om aan de betrouwbaarheidsstandaard (“reliability standard”) te voldoen. Ten derde heeft het Verenigd Koninkrijk aangetoond dat de markt op twee manieren faalt (betrouwbaarheid als publiek goed, en het al besproken missing money problem) en dat de capaciteitsmarkt in staat is hierop een gepast antwoord te bieden. Tot slot wordt erkend in de beslissing dat de maatregel kan leiden tot staatssteun voor elektriciteitsopwekking uit fossiele brandstoffen. De Commissie is evenwel van oordeel dat het Verenigd Koninkrijk voldoende alternatieve maatregelen heeft genomen om tegemoet te komen aan de negatieve impact van de capaciteitsmarkt wat betreft de politieke doelstelling tot uitfasering van milieuschadelijke subsidies.107 – Geschikt instrument: ook dit criterium wordt opgedeelde in vier elementen. Ten eerste stelt de Commissie vast dat het Verenigd Koninkrijk ervoor heeft

107

isef/index.cfm. De maatregel maakt deel uit van een ruimere hervorming van de Britse elektriciteitsmarkt. Zie hierover: Commissie, State aid: Commission authorises UK Capacity Market electricity generation scheme, 23 juli 2014, http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_ en.htm. Een aanmelding wordt weliswaar voorafgegaan door informele contacten tussen de lidstaat en de Commissie (“prenotificatie”) waarbij alle benodigde informatie wordt aangeleverd om de Commissie toe te laten over de verenigbaarheid van de maatregel te oordelen. De duur van deze periode staat niet vast maar kan oplopen tot ettelijke maanden. Commissie, Beslissing, supra 102, §§ 108-115. Ibid., §§ 118-129.

42

Intersentia

105

106


gezorgd dat de capaciteitsmarkt coherent is met de andere maatregelen die worden genomen om de bevoorradingszekerheid te verzekeren (waaronder vraagbeheersing en interconnectors). Ten tweede is enkel een vergoeding voorzien voor het ter beschikking houden van capaciteit, en niet voor de levering ervan. Ten derde staat de capaciteitsmarkt open voor bestaande en nieuwe producenten, alsook voor bedrijven die zich bezighouden met vraagbeheersing en opslag. Tot slot heeft het Verenigd Koninkrijk aangetoond dat het technisch niet mogelijk is om interconnectors te betrekken bij de capaciteitsmarkt voor de eerste veiling in 2014, maar dat werd toegezegd dat vanaf de tweede veiling (in 2015) zal worden gezorgd dat interconnectorcapaciteit (lees: ingevoerde capaciteit uit het buitenland) volwaardig kan deelnemen.108 – Stimulerend effect: op dit vlak veronderstelt de beslissing dat aan het criterium is voldaan door het organiseren van een concurrentiële inschrijvingsprocedure.109 – Evenredigheid: in de beslissing wordt geoordeeld dat de Britse capaciteitsmarkt evenredig is omdat het om een marktwijd en technologieneutraal mechanisme gaat waarin alle in aanmerking komende aanbieders van capaciteit concurreren in een eenvormige capaciteitsveiling met het oog op het bereiken van de beste prijs voor de capaciteit. Bovendien oordeelt de Commissie dat bij de vormgeving van het mechanisme op tal van manieren is gestreefd naar het zo goed mogelijk vermijden van windfall profits, met name toekenning van de steun op grond van de toewijzingsprijs, bepaalde prijsbeperkingen en de beperkte duur van de meeste contracten.110 – Vermijden van ongewenste negatieve effecten op de mededinging en het handelsverkeer: op dit vlak worden vijf elementen afzonderlijk besproken. Ten eerste staat de capaciteitsmarkt open voor alle bestaande en nieuwe producenten, vraagbeheersing en opslag, alsook (vanaf 2015) capaciteit uit interconnectors. Ten tweede blijft ook met de capaciteitsmarkt de business case voor nieuwe interconnectors overeind en wordt marktkoppeling niet ondermijnd. Ten derde ondermijnt de capaciteitsmarkt niet de investeringsbeslissingen genomen vóór de invoering van de maatregel. De Commissie erkent dat recent gebouwde productiefaciliteiten die als bestaande productiecapaciteit niet in aanmerking komen voor een contract van vijftien jaar weliswaar enigszins kunnen worden benadeeld, maar dat dit wordt gecompenseerd door de grote voordelen van de capaciteitsmarkt voor het elektriciteitssysteem in zijn geheel. 108 109 110

Ibid., §§ 130-140. Ibid., §§ 141-143. Ibid., §§ 144-147.

Intersentia

43


Ten vierde laat de mogelijkheid van contracten van vijft ien jaar voor nieuwe investeerders de mogelijkheid om de markt te betreden, wat het risico van verdere concentratie in de markt en marktdominantie tegengaat. Tot slot stelt de Commissie vast dat zoals de capaciteitsmarkt is vormgegeven voorkeur wordt gegeven aan koolstofarme producenten bij gelijkwaardige technische en economische parameters.111 97. Reeds in het najaar van 2014 werden twee annulatieverzoeken ingediend bij het Gerecht tegen de goedkeuringsbeslissing. De zaken werden ingeleid door MPF Holdings112 en Tempus Energy113, en bespelen in essentie het argument dat de capaciteitsmarkt niet in een gelijke behandeling voorziet tussen nieuwe producenten enerzijds, en respectievelijk bestaande producenten en bedrijven actief in het domein van vraagbeheersing anderzijds. Samengevat verwijt MPF Holdings, uitbater van bestaande gascentrales in het Verenigd Koninkrijk, de Commissie een ongerechtvaardigde discriminatie door de vingers te hebben gezien tussen bestaande centrales, die in aanmerking komen voor contracten van één tot drie jaar, en nieuwe centrales die recht hebben op een contract met een duur tot vijftien jaar. Tempus Energy bestrijdt een beweerde discriminatie tussen bestaande producenten en vraagbeheersing. Ook hier ligt de focus op het verschillende duur van de contracten. Deze kritieken werden reeds aan de Commissie voorgelegd in het kader van het onderzoek van de maatregel, en werden weerlegd in de goedkeuringsbeslissing. De uitspraak van het Gerecht zal allicht enkele jaren op zich laten wachten. Intussen wordt de capaciteitsmarkt geïmplementeerd en werd een eerste veiling georganiseerd eind 2014.

AFDELING 5. SCHAARSE INFOR MATIE OVER EVENTUELE ANDER E DOSSIERS 98. Behalve de beslissing van de Commissie inzake de Britse capaciteitsmarkt is er heel weinig publiek beschikbare informatie over de beoordeling van eventuele andere dossiers. Eventuele aanmeldingen door lidstaten van capaciteitsmechanismen worden door de Commissie niet gepubliceerd en zijn dus doorgaans niet gekend totdat de Commissie een beslissing heeft genomen, hetzij om de maatregel verenigbaar met de interne markt te verklaren, hetzij om een formele onderzoeksprocedure te openen.114 Ook over eventuele informele contacten tussen de Com111 112 113 114

44

Ibid., §§ 108-115. Gerecht, zaak T-788/14 MPF Holdings / Commissie, beroep ingesteld op 28 november 2014, Pb.C. 65, 23 februari 2015. Gerecht, zaak T-793/14 Tempus Energy en Tempus Energy Technology / Commissie, beroep ingesteld op 4 december 2014, Pb.C. 81, van 9 maart 2015, 21. Vertegenwoordigers van de Commissie hebben reeds meermaals in het kader van studiedagen en conferenties aangegeven dat verscheidene capaciteitsmechanismen door de Commissie Intersentia


missie en lidstaten over geplande of bestaande capaciteitsmechanismen wordt door de Commissie helemaal niet gecommuniceerd.115 99. Ook wanneer lidstaten een capaciteitsmechanisme aanmelden maar op basis van feedback van de Commissie vervolgens opbergen, wordt de analyse van de Commissie niet gepubliceerd. Het doet vermoeden dat dit scenario zich heeft voltrokken wat betreft de door België geplande offerteaanvraag voor nieuwe gascentrales.116 Een eerste analyse van deze geplande offerteaanvraag toont immers reeds aan dat zij op een aantal vlakken duidelijk niet in overeenstemming was met de criteria in de Richtsnoeren. Een eerste voorbeeld is het feit dat bestaande producenten uitgesloten zijn van deelname aan de aanbestedingsprocedure. Dit heeft tot gevolg dat de offerteaanvraag een vicieuze cirkel kan creëren waarbij bestaande centrales die niet kunnen deelnemen nog sneller minder rendabel zullen worden en zullen worden gesloten, waardoor de nettocapaciteit enkel kan worden uitgebreid door geregeld nieuwe offerteaanvragen te organiseren. Een ander voorbeeld kan worden gevonden in de beperking van de offerteaanvraag tot gascentrales. De technische vereiste voor flexibele capaciteit kan de uitsluiting van bepaalde technologieën rechtvaardigen, maar men kan zich de vraag stellen of ook andere technologieën (biomassa, hydro-elektrische centrales enz.) of andere maatregelen wat betreft vraagbeheersing, opslag en interconnectors geen afdoende oplossing kunnen zijn.

AFDELING 6. VOORUITBLIK § 1. Ambitieuze hervormingsplannen in het kader van de Energie-Unie 100. Intussen publiceerde de Commissie op 25 februari 2015 haar Energie-Unie strategie.117 Ze bespreekt daarin haar ambities in een brede waaier aan energiethema’s, en spreekt onder meer duidelijke taal over de toekomst van capaciteitsmechanismen in de EU.

115

116 117

worden onderzocht. Behalve het Britse capaciteitsmechanisme is het evenwel niet publiek bekend over welke lidstaten of capaciteitsmechanismen het gaat. Bij wege van uitzondering maakt de Commissie een verwijzing naar specifieke lidstaten in haar jaarverslag omtrent de vervollediging van de energiemarkt: “those Member States who already have capacity mechanism in place (e.g. Greece and Ireland) are now beginning to change them to bring them into line with the Guidance provided by the Commission”; zie Commissie, Report on Progress towards completing the Internal Energy Market, COM(2014) 634 final, 13 oktober 2014, 14, http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/fi les/documents/2014_iem_communication_0.pdf. Zie voor een verdere beschrijving hoofdstuk 2, afdeling 2. Commissie, Mededeling inzake pakket Energie-Unie – Een kaderstrategie voor een schokbestendige energie-unie met een toekomstgericht beleid inzake klimaatverandering”, COM(2015) 80 fi nal, 25 februari 2015, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/NL/TXT/PDF/?uri=CELEX: 52015DC0080&from=EN.

Intersentia

45


101. Zo bevestigt de Commissie haar overtuiging om de staatssteunregels ten volle uit te spelen in het domein van capaciteitsmechanismen. Ze vermeldt hier onmiddellijk bij dat de toepassing van de Richtsnoeren slechts een eerste stap kan zijn in de strijd tegen de ongecoördineerde verspreiding van marktverstorende capaciteitsmechanismen: “Een volledig functionerende interne energiemarkt, die efficiënte investeringssignalen afgeeft, is het beste middel om de behoefte aan capaciteitsmechanismen te verminderen. De Commissie heeft reeds richtsnoeren en regels vastgesteld om de negatieve effecten van slecht ontworpen, ongecoördineerde en in verspreide orde aangenomen overheidsinterventies te beperken. Een effectieve toepassing van deze richtsnoeren kan echter slechts een eerste stap zijn om ervoor te zorgen dat onderling afwijkende nationale marktregelingen, zoals capaciteitsmechanismen en ongecoördineerde stelsels voor steun aan hernieuwbare energie, meer verenigbaar zijn met de interne markt. Sommige vormen van overheidsinterventie, ook al waren ze soms vereist en gerechtvaardigd om problemen van marktfalen aan te pakken, hebben een ernstige negatieve impact gehad op de effectieve functionering van de interne energiemarkt. De Commissie zal samenwerken met de lidstaten om erover te waken dat capaciteitsmechanisme en steunregelingen voor hernieuwbare elektriciteit volledig in overeenstemming zijn met de bestaande regels en geen verstoring van de interne markt veroorzaken. Subsidies die schadelijke effecten hebben voor het milieu moeten helemaal worden afgebouwd.”118

102. Elders in het document neemt de Commissie verder de vlucht vooruit door aan te geven dat bevoorradingszekerheid niet langer per lidstaat maar regionaal moet worden bekeken: “Vele lidstaten beschikken momenteel over een ontoereikend kader voor de elektriciteitsvoorzieningszekerheid en gebruiken nog steeds een verouderde en onsamenhangende aanpak om hun voorzieningszekerheid op elektriciteitsgebied te evalueren. In samenwerking met de lidstaten zal de Commissie een reeks aanvaardbare risiconiveaus ter zake van verstoringen van de voorziening vaststellen, alsook een objectieve, EUbrede, op feiten gebaseerde evaluatie maken van de voorzieningszekerheid in de diverse lidstaten. Daarbij zal rekening moeten worden gehouden met grensoverschrijdende stromen, variabele hernieuwbare productie, vraagresponsmechanismen en opslagmogelijkheden. Capaciteitsmechanismen moeten uitsluitend worden ontwikkeld om voorzieningsproblemen aan te pakken wanneer een regionale evaluatie van de systeemtoereikendheid dergelijke behoeften aan het licht brengt, rekening houdend met het potentieel van energie-efficiëntie en vraagrespons.”119

103. Het is dus duidelijk dat Richtsnoeren volgens de Commissie reeds aanpassing vereisen. In het stappenplan dat samen met de Energie-Unie strategie werd gepubliceerd staat ook vermeld dat de Richtsnoeren reeds in de loop van 2017118 119

46

Ibid., 11-12. Commissie, Mededeling, supra 115, 7. Intersentia


2019 zullen worden herzien120, wat merkwaardig is gezien het feit dat hun initieel voorziene toepassing loopt tot eind december 2020.121 De Energie-Unie strategie suggereert dus dat allicht reeds in de komende jaren een nieuwe consultatie zal volgen ter herziening van de Richtsnoeren. Het betekent ook dat bestaande capaciteitsmechanismen, zelfs indien zij werden goedgekeurd onder de nieuwe Richtsnoeren, het risico lopen reeds voor 2020 te moeten worden aangepast als gevolg van de inwerkingtreding van herziene richtsnoeren. 104. De Commissie gaat echter nog een stap verder en belooft een globale hervorming van de interne elektriciteitsmarkt, inclusief wetgeving ter versterking van de voorzieningszekerheid, om op die manier langs wetgevende weg onder meer een einde te stellen aan de ongecoördineerde proliferatie van nationale capaciteitsmechanismen. Er wordt aangekondigd dat reeds in 2015 een voorstel zal volgen voor een nieuwe organisatie van de Europese elektriciteitsmarkt, gevolgd door een wetgevingsvoorstelling in 2016: “De Commissie zal een ambitieus wetgevingsvoorstel voorbereiden om de elektriciteitsmarkt opnieuw te ordenen en groothandels- en kleinhandelsmarkten onderling te koppelen. Dit zal de voorzieningszekerheid versterken en ervoor zorgen dat de elektriciteitsmarkt beter is aangepast aan de energietransitie waarbij een zeer groot aantal producenten, met name gebruikmakend van hernieuwbare energiebronnen, actief worden en een volledige deelname van de consument aan de markt, met name door vraagrespons, mogelijk wordt. Een nauwere integratie, onder meer ook op regionaal niveau, meer grensoverschrijdende handel en de ontwikkeling van zowel korte als langetermijnmarkten met een effectieve prijsvorming zullen de juiste investeringssignalen afgeven en zorgen voor de nodige flexibiliteit om de marktintegratie van nieuwe opwekkingsbronnen mogelijk te maken.”122

§ 2. Potentieel sectoronderzoek door de Europese Commissie 105. Terwijl de Commissie broedt op aanpassingen aan de Richtsnoeren en een globale hervorming van de Europese elektriciteitsmarkt, blijven de huidige Richtsnoeren uiteraard onverminderd van kracht. Ze blijven voorlopig het enige instrument voor de Commissie om de ongecoördineerde ontwikkeling van nationale capaciteitsmechanismen te controleren. De focus op de handhaving van de staatssteunregels zal dus nog geruime tijd aanhouden. Meer nog, de focus zal in de komende maanden allicht nog gevoelig toenemen. Begin april 2015 werd immers door verschillende bronnen opgetekend dat de Commissie van plan is om een sectoronderzoek op te starten naar capaciteitsmechanismen in alle EU-lidstaten.123 120 121 122 123

Annex 1: Stappenplan voor de Energie-Unie: http://ec.europa.eu/priorities/energy-union/ docs/energyunion-annex_en.pdf. Richtsnoeren, § 246. Commissie, Mededeling, supra 115, 11. Zie bv. Reuters, “European Commission may investigate market power market capacity mechanisms”, http://af.reuters.com/article/energyOilNews/idAFL6N0WY46F20150401.

Intersentia

47


106. De bevoegdheid voor de Commissie om een sectoronderzoek te voeren in toepassing van de staatssteunregels werd pas recent ingevoerd als onderdeel van het laatste moderniseringsprogramma.124 Het geeft de Commissie de mogelijkheid om wanneer er op grond van de beschikbare informatie een redelijk vermoeden bestaat dat staatssteunmaatregelen in een bepaalde sector of op basis van een bepaald steuninstrument de mededinging binnen de interne markt materieel kunnen beperken of vervalsen, of dat bestaande steunmaatregelen in een bepaalde sector in verscheidene lidstaten niet of niet meer verenigbaar zijn met de interne markt, in verscheidene lidstaten een breed onderzoek te voeren naar die sector van de economie of naar het gebruik van het betrokken steuninstrument. Het laat de Commissie toe de lidstaten en/of de betrokken ondernemingen te verzoeken alle informatie te verschaffen die noodzakelijk is voor het onderzoek, met inachtneming van het evenredigheidsbeginsel. Op het einde van een sectoronderzoek volgt een verslag, dat op zijn beurt aanleiding kan geven tot concrete formele onderzoeksprocedures naar bepaalde maatregelen. 107. Een sectoronderzoek is in de energiesector uiteraard geen nieuw verschijnsel125, maar een sectoronderzoek in de staatssteuncontext werd nog nooit eerder gevoerd. Het zal blijken in de komende maanden of deze primeur is weggelegd voor capaciteitsmechanismen. Dat de Commissie in dit kader een sectoronderzoek overweegt, doet alleszins vermoeden dat de Commissie van oordeel is dat bepaalde lidstaten op illegale wijze capaciteitsmechanismen ontwikkelen en ondersteunen, met andere woorden buiten elke aanmelding om.

BESLUIT 108. Sinds enkele jaren kunnen capaciteitsmechanismen rekenen op een toenemende belangstelling. EU-lidstaten ontwikkelen in toenemende mate nationale capaciteitsmechanismen als antwoord op nieuwe bezorgdheden inzake bevoorradingszekerheid. Die vloeien deels voort uit het tekortschieten van de klassieke zuivere energiemarkten, georganiseerd volgens het Europese Target Model, om de toereikendheid en flexibiliteit van het energiesysteem te garanderen via de juiste prijssignalen op korte termijn en het stimuleren van investeringen. Dit is onder meer te wijten aan interventies van de overheden in de prijsvorming op de elektriciteitsmarkt, waardoor de theorie van de piekuurprijzen faalt en investeringen in piekcapaciteit onrendabel worden. Om de bevoorradingszekerheid te handhaven, grijpen lidstaten bijgevolg naar capaciteitsmechanismen die parallel 124

125

Zie art. 20bis van de Verordening (EG) Nr. 659/1999 van de Raad van 22 maart 1999 tot vaststelling van nadere bepalingen voor de toepassing van artikel 108 van het verdrag betreffende de werking van de Europese Unie, Pb.L. 83/1, 27 maart 1999. Zie: http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/inquiry/.

48

Intersentia


met de reguliere elektriciteitsmarkt worden omgezet. De vorm en uitwerking van die mechanismen wordt beïnvloed door diverse drivers en loopt bijgevolg sterk uiteen tussen de lidstaten, met potentieel verstorende gevolgen voor de grensoverschrijdende handel en de mededinging, en bijgevolg ook de vervollediging van de interne energiemarkt. 109. De Europese Commissie, hoewel zij de problematiek erkent, ziet deze ontwikkelingen met lede ogen aan omdat zij lijnrecht ingaan tegen het jarenlange streven naar een eengemaakte interne elektriciteitsmarkt. Zoals geschetst in deze bijdrage neemt deze tweespalt alleen maar toe, en heeft de Commissie de laatste jaren heel wat initiatieven genomen in de richting van meer controle van en coördinatie tussen lidstaten. Dit heeft tot op heden geresulteerd in bindende regels voor capaciteitsmechanismen in de vorm van staatssteunrichtsnoeren die worden gehandhaafd onder het strenge oog van het Directoraat-Generaal Mededinging van de Commissie. Tot op heden hebben deze Richtsnoeren echter nog niet voor de door de Commissie verhoopte kentering kunnen zorgen. Enerzijds sorteren de Richtsnoeren voorlopig niet het beoogde effect (lees: onvoldoende zaken bereiken de Commissie, met als enige magere output de beslissing inzake de Britse capaciteitsmarkt). Anderzijds gaan de Richtsnoeren niet ver genoeg (lees: de handhaving van de staatssteunregels biedt onvoldoende tools om tot een echte hervorming van de interne elektriciteitsmarkt te komen die op termijn capaciteitsmechanismen zelfs overbodig zou moeten maken). 110. Het lijkt er dan ook op dat de Commissie het niet bij de huidige Richtsnoeren zal laten, en dat bijkomende maatregelen kunnen worden verwacht. Ten eerste ligt het in de lijn van de verwachtingen dat een sectoronderzoek onder de staatssteunregels zal worden geopend inzake capaciteitsmechanismen. Ten tweede mag in de loop van 2015 en 2016 worden uitgekeken naar wetgevende voorstellen die structurele veranderingen beogen. Er staat de komende jaren dus nog heel wat te gebeuren. In tussentijd, ook al staat het Europees kader voor capaciteitsmechanismen nog slechts in zijn kinderschoenen, verzekeren lidstaten (waaronder België) die capaciteitsmechanismen hebben of momenteel ontwikkelen, alsook ondernemingen die aan deze mechanismen (zullen) deelnemen, zich er best van dat nauw aansluiting wordt gevonden bij de Richtsnoeren van de Commissie.

Intersentia

49

TUSSEN DROOM EN DAAD Het Europese kader voor capaciteitsmechanismen*

Recommend Documents