2021033144 15 SEPTEMBRE 2021. - Arrêté ministériel déterminant les valeurs intermédiaires pour la mise aux enchères de 2022 conformément à l'article 4, § 3, de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'ap

§ 1er. Les définitions contenues à l'article 1er de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres permettant de déterminer le volume de capacité à acheter, y compris leur méthode de calcul, et les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères, ainsi que la méthode et les conditions d'obtention de dérogations individuelles à l'application de la ou des limite(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de la capacité, sont applicables au présent arrêté.

§ 2. Pour l'application du présent arrêté, il faut entendre par " la mise aux enchères T-4 " : la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2026.

Le présent arrêté s'applique à Elia Transmission Belgium SA, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, Boulevard de l'Empereur 20, dont le numéro d'entreprise est 0731.852.231.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation des mises aux enchères pour la mise aux enchères T-4, en vue de la détermination de la courbe de demande pour la mise aux enchères T-4, un coût moyen pondéré du capital, ci-après " WACC ", de 5,53%.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation des mises aux enchères pour la mise aux enchères T-4, le coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste restreinte de technologies telle que déterminée selon le tableau annexé au présent arrêté.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation des mises aux enchères pour la mise aux enchères T-4, un facteur de correction X égal 1,5.

Une copie certifiée conforme du présent arrêté est adressée à Elia Transmission Belgium SA et à la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz.

Le présent arrêté entre en vigueur le 15 septembre 2021.

ANNEXE.

Art. N. - Tableau 1

Technologie de référence EAC

-

[€/kW/y] Facteur de réduction -

[%] CONEfixed, RT

-

[€/kW/y] Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT) 54,4 90% 60 Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT) 78,2 91% 86 Moteur à combustion interne 44,9 62% 72 Cogénération (CHP) 129,0 93% 139 Photovoltaïque 81,8 4% 2045 Eolien onshore 149,8 6% 2497 Eolien offshore 322,5 15% 2150 Batteries de stockage 23,3 11% 212 Gestion de la demande 50 44% 114

Signatures

Bruxelles, le 15 septembre 2021.

T. VAN DER STRAETEN

Préambule

La Ministre de l'Energie,

Vu la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, l'article 7undecies, §§ 2, 3 et 6, inséré par la loi du 15 mars 2021 ;

Vu l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité (ci-après " l'arrêté royal du 28 avril 2021 "), article 4, § 3 ;

Vu la proposition de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz référencé (C)2267, du coût brut d'un nouvel entrant et du facteur de correction X, du 10 septembre 2021, et la consultation publique qui l'a précédée ;

Considérant que le changement de méthodologie envisagé dont il est fait référence au § 55 de la proposition de la CREG n'entrera pas en vigueur à temps et que le cadre juridique actuel de l'arrêté royal précité du 28 avril 2021 utilise le revenu médian (P50)en ce qui concerne la méthodologie ;

Considérant que la CREG propose au § 58 d'utiliser en conséquence les résultats proposés dans la note de la Direction générale de l'Energie du 7 mai 2021 pour le coût d'un nouvel entrant par technologie de référence, en tenant compte du facteur de réduction de chaque technologie, toutefois recalculé avec un coût moyen pondéré du capital de 5,53% ;

Alors que la technologie de gestion de la demande est une technologie dont la structure de coûts est très hétérogène ;

Considérant que la note de la Direction générale de l'Energie du 7 mai 2021 a précisé que les coûts annuels fixes de la gestion de la demande varient de 20 €/kW pour une capacité supplémentaire de 500 MW à 80 €/kW pour une capacité supplémentaire de 2000 MW, et que dans le contexte de la norme de fiabilité, seule la première catégorie de coûts pourrait être considérée comme pertinente car elle est liée à un volume supplémentaire de 500 MW, ce qui dans ce contexte est suffisant pour couvrir la différence marginale ;

Considérant, d'autre part, que lors de la détermination des valeurs intermédiaires pour le calcul du volume de capacité à prévoir et les paramètres de l'enchère, il ne suffit pas de couvrir uniquement la différence marginale pour assurer une participation concurrentielle suffisante des différentes technologies ;

Considérant, en outre, que la prise en compte de la seule première catégorie de coûts, la moins chère, de la gestion de la demande nierait l'hétérogénéité au sein de cette technologie, et exclurait de la participation les catégories de coûts plus onéreuses au sein de la même technologie et potentiellement aussi d'autres technologies raisonnablement prévisibles, et considérant, en outre, qu'il n'y a aucune certitude à l'heure actuelle qu'une ou plusieurs catégories de coûts de la gestion de la demande pourraient à elles seules remplir le volume requis ou seraient disposées à le faire ;

Considérant que l'article 22 du règlement (UE) 2019/943 impose la neutralité technologique des mécanismes de capacité, qui ne serait pas atteinte si seule une fraction d'une technologie, notamment la moins chère, pouvait de facto participer aux enchères organisées dans le cadre d'un tel mécanisme.

Considérant que le niveau de sécurité de l'approvisionnement à atteindre par le mécanisme de rémunération de capacité doit correspondre à la norme de fiabilité et que les courbes de demande pour les enchères doivent être calibrées pour atteindre cette norme de fiabilité.

Considérant que par conséquent, une moyenne des différentes catégories de coûts disponibles de la gestion de la demande doit raisonnablement être considérée dans ce contexte et que cette moyenne est 50€/kW/an ;

Considérant que la CREG propose un facteur de correction X égal à 1,5 si la gestion de la demande est retenue;

Considérant qu'un facteur de correction X égal à 1,1 est faible par rapport aux autres pays européens qui ont mis en place un mécanisme de rémunération de la capacité;

Considérant que le facteur de correction X permet de calculer le volume maximum au prix maximum;

Considérant que le facteur de correction X vise à faire face aux incertitudes qui apparaissent lors de 'la calibration du coût net d'un nouvel entrant;

Considérant qu'il demeure plusieurs incertitudes ayant un impact potentiellement important et qu' un facteur de correction X d'une valeur de 1,5 tient compte de ces incertitudes de manière raisonnable,

Arrête