Arrêté royal fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres p

28 AVRIL 2021. - Arrêté royal 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 RAPPORT AU ROI Sire, Cet arrêté royal concerne le mécanisme de rémunération de capacité (ci-après « CRM ») Cadre légal Le 15 mars 2021, la loi modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité a été promulguée. Cette loi a été adoptée, entre autres, pour adapter la loi CRM du 22 avril 2019 au Règlement européen 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (ci-après "Règlement 2019/943"). Le règlement 2019/943 contient plusieurs dispositions pertinentes relatives à la conception d'un CRM, notamment l'article 22, paragraphe 1 : « Les mécanismes de capacité: a) sont temporaires;b) ne créent pas de distorsions inutiles du marché et ne limitent pas les échanges entre zones;c) ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d'adéquation des ressources visées à l'article 20; d)sélectionnent des fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle; e) fournissent des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue;f) garantissent que la rémunération soit déterminée à l'aide d'un processus concurrentiel;g) exposent les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capacité en amont de la procédure de sélection;h) sont ouverts à la participation de toutes les ressources qui sont en mesure de fournir les performances techniques nécessaires, y compris le stockage d'énergie et la participation active de la demande;i) appliquent des pénalités appropriées aux fournisseurs de capacité lorsqu'ils ne sont pas disponibles aux périodes de forte sollicitation du système.» Ainsi que l'article 25, alinéa 4 : « Lors de l'application des mécanismes de capacité, les paramètres déterminant le volume de la capacité prévus dans le mécanisme de capacité sont approuvés par l'Etat membre ou par une autorité compétente désignée par l'Etat membre, sur proposition de l'autorité de régulation. » Le développement d'un tel mécanisme est ensuite mis en oeuvre par le biais de divers arrêtés royaux et règles de fonctionnement. Cet arrêté royal exécute l'article 7undecies, § 2 de la Loi électricité qui stipule ce qui suit : « Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, sur proposition de la commission, après consultation des acteurs du marché, et avis de la Direction générale de l'Energie. Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, les paramètres, autres que ceux visés à l'alinéa 1er, nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, c'est-à-dire les facteurs de réduction, le prix de référence, le ou les plafond(s) de prix intermédiaire(s) applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques et le prix d'exercice, y compris leurs méthodes de calcul, sur proposition du gestionnaire du réseau, formulée après consultation des acteurs du marché, et après avis de la commission. Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, 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), après consultation des acteurs du marché. Une dérogation individuelle est octroyée par la commission. » Cet arrêté royal définit donc les paramètres qui permettent de déterminer le volume de la capacité à prévoir, y compris leur méthode de calcul. Ensuite, cet arrêté royal fixe les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères, c'est-à-dire les facteurs de réduction, le prix de référence, là où les limites de prix intermédiaires applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques et le prix d'exercice, y compris leur méthode de calcul. Enfin, cet arrêté royal détermine la méthode et les conditions pour obtenir des exceptions individuelles à l'application de la ou des limites de prix intermédiaires. Les valeurs applicables à une enchère spécifique, compte tenu de la méthodologie exposée dans le présent arrêté royal, sont déterminés par arrêté ministériel après concertation en conseil des ministres, comme le prévoit l'article 7undecies, § 6, premier alinéa de la Loi électricité: « Au plus tard le 31 mars de chaque année, sur la base des propositions et avis visés aux paragraphes 3, 4 et 5, afin d'assurer le niveau de sécurité d'approvisionnement requis conformément au paragraphe 7, après concertation en Conseil des ministres, le ministre donne instruction au gestionnaire du réseau d'organiser les mises aux enchères pour les périodes de fourniture de capacité considérées, fixe les paramètres nécessaires à leur organisation, fixe le volume maximal de capacité qui peut être contracté auprès de tous les détenteurs de capacité non prouvée dans le cadre de la mise aux enchères concernée et détermine le volume minimal à réserver pour la mise aux enchères organisée un an avant la période de fourniture de capacité. Ce volume minimal à réserver est au moins égal à la capacité nécessaire, en moyenne, pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an. » Tout comme la Loi électricité elle-même, cet arrêté royal doit à tout moment respecter les dispositions et règles pertinentes de la règlementation européenne. En particulier, la méthodologie décrite dans le présent arrêté royal servira donc uniquement à compléter le règlement 2019/43 et les méthodologies développées sur la base de ce règlement, et ne peut donc être interprétée en contradiction avec celui-ci. Après une brève introduction générale sur le CRM, tous ces aspects seront brièvement décrits dans le présent Rapport au Roi. Description générale du CRM Un mécanisme de rémunération de capacité est un mécanisme de marché mis en place pour garantir l'adéquation des ressources dans la zone de réglage belge et donc la sécurité d'approvisionnement du pays en octroyant une certaine rémunération de capacité en échange de la mise à disposition d'une capacité pendant une période de fourniture de capacité prédéterminée. L'octroi d'une rémunération résulte d'une mise aux enchères concurrentielle, sur base annuelle, pour une future période de fourniture de capacité donnée. Les mises aux enchères ont lieu suffisamment de temps avant le début de la période de fourniture de capacité en question, à savoir quatre ans et un an avant celle-ci, afin de permettre à toutes les technologies ainsi qu'aux capacités existantes et additionnelles de participer au CRM. Les technologies peuvent participer selon leur contribution prévue à l'adéquation des ressources, qui est déterminée par l'application de facteurs de réduction. Le mécanisme s'applique à l'ensemble du marché, ce qui signifie qu'il rémunère toute la capacité nécessaire pour couvrir la demande prévue, garantissant ainsi la norme de fiabilité, soit le niveau prédéterminé de sécurité d'approvisionnement du pays. A la suite de la mise aux enchères, des contrats de capacité sont attribués aux fournisseurs de capacité retenus. Ce contrat, approuvé par la commission conformément à l'article 7undecies, § 7 de la Loi électricité, décrit l'ensemble des droits et obligations des parties contractuelles. Bien que la durée du contrat standard soit d'1 an, il est également possible en vertu de l'article 7undecies, § 5 de se voir attribuer un contrat pour plusieurs périodes de fourniture de capacité, en fonction des seuils d'investissement prédéterminés établis par l'arrêté royal. Propositions L'article 7undecies, § 2 de la loi sur l'électricité exige deux propositions : - Une proposition de la commission concernant les paramètres de détermination du volume de capacité à acheter (paragraphe 1); - Une proposition du gestionnaire du réseau concernant les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères (paragraphe 2). La proposition de la commission concernant les paramètres qui déterminent le volume de capacité à prévoir a été élaborée pour la première fois le 24 mars 2020. Dans une lettre datée du 25 février 2021, la commission a confirmé que cette proposition devait être considérée comme sa proposition conformément à l'article 7undecies, § 2 de la loi électricité. Conformément à la procédure légale, le Roi fixe les paramètres et leur méthode de calcul, après concertation en Conseil des ministres, sur la base d'une proposition de la commission, après consultation des acteurs du marché et après avis de la Direction générale de l'énergie. Suite à la proposition de la commission datée du 24 mars 2020, compte tenu des résultats de la consultation publique sur le mémorandum 2024 de la CREG et son projet de proposition 2064 ainsi que des réactions des acteurs du marché communiquées lors des différentes réunions de la Task Force CRM, et suite à une analyse effectuée par le SPF Economie, il a été conclu que la proposition de la CREG n'offrait pas de garanties suffisantes quant au respect de l'objectif du CRM, à savoir "garantir le niveau requis de sécurité d'approvisionnement". L'avis de la Direction Générale de l'Energie du 17 avril 2020 contenait donc une méthode adaptée pour les paramètres avec lesquels la quantité de capacité achetée dans le cadre du mécanisme de capacité est déterminée. Une consultation publique a été organisée à ce sujet du 23 mars 2020 au 27 mars 2020. Il convient de noter que la proposition de la commission ne contient pas de proposition d'arrêté royal. La proposition contient cinq principes qui sont ensuite appliqués dans une proposition de méthodologie pour déterminer les paramètres du volume à acheter. Cette proposition, ainsi que toute dérogation à celle-ci, sont expliquées ci-dessous. L'avis de la Direction Générale de l'Energie et les réactions des acteurs du marché sont pris en compte. Choisir un scénario La commission indique que la première étape pour déterminer le volume pour une année de fourniture donnée consiste à déterminer quel scénario doit être retenu. Cette étape est en effet prévue à l'article 2 de l'arrêté royal. L'article 3 explique la procédure à suivre pour parvenir au scénario, qui est répété chaque année : « § 2. A partir de l'évaluation européenne, visée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943, et / ou de l'évaluation nationale visée à l'article 24 du Règlement (UE) 2019/943, les plus récemment disponibles au moment de la sélection, un ou plusieurs scénarios et sensibilités sont sélectionnés. Cette sélection comprend au moins le scénario de référence central européen visé à l'article 23, § 1er, 5, b) du Règlement (UE) 2019/943.Tant que lesdites évaluations ne sont pas encore disponibles, une sélection est effectuée à partir d'autres études disponibles. § 3. Les données et hypothèses à partir desquelles lesdits scénarios et sensibilités ont été établis, sont mises à jour sur la base des informations pertinentes les plus récentes. § 4. En outre, d'autres sensibilités qui peuvent avoir un impact sur la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, peuvent être définies, y inclus des évènements en dehors de la zone de réglage belge. § 5. Les scénarios et sensibilités sélectionnés, en ce compris les données et hypothèses à partir desquelles ils ont été établis, sont soumis à une consultation publique telle que visée à l'article 5. § 6. Sur la base du rapport de consultation, et en particulier des informations ayant trait à l'article 5, § 2, 1° et 2°, la commission rédige une proposition pour le Ministre de l'ensemble des données et hypothèses à retenir, qui constituent ensemble une proposition de scénario de référence. La Direction générale de l'Energie formule un avis sur cette proposition. § 7. Compte tenu de la proposition de la commission, des recommandations du gestionnaire du réseau et de l'avis de la Direction générale de l'Energie, le Ministre décide, au plus tard le 15 septembre de l'année précédant les enchères, de l'ensemble des données et des hypothèses qui doit être sélectionné comme scénario de référence. Le Ministre peut déroger à la proposition de la commission moyennant motivation adéquate. » Une évaluation annuelle du scénario de référence de l'enchère a donc bien lieu, comme le propose la commission. La commission indique que cette évaluation devrait être similaire à l'évaluation de l'adéquation nationale prévue à l'article 24 du Règlement 2019/943. Toutefois, l'évaluation du scénario de référence dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité n'est pas la même que l'évaluation de l'adéquation nationale prévue à l'article 24 du Règlement 2019/943. Les Etats membres ne sont pas tenus de procéder à une telle évaluation chaque année. Au contraire, l'article 20, paragraphe 1, du Règlement 2019/943 stipule que les Etats membres peuvent procéder à de telles évaluations nationales. L'article 3 § 2 précise que la sélection des scénarios et des sensibilités (qui sont ensuite consultés) inclut toujours le scénario central de référence européen. La commission déclare que tout changement éventuel de la méthodologie d'évaluation de l'adéquation nationale par rapport à la méthodologie européenne approuvée, ainsi que les scénarios, les analyses de sensibilité et les hypothèses, notamment en ce qui concerne les caractéristiques spécifiques de l'offre et de la demande nationales d'électricité, doivent faire l'objet d'une consultation publique préalable. Il convient de noter que, dans la mesure où la commission se réfère à la procédure applicable à l'évaluation nationale de l'adéquation, cet arrêté royal ne lui est pas applicable. Cet arrêté royal ne contient pas d'autres règles sur l'évaluation nationale de l'adéquation; il réglemente les paramètres qui déterminent le volume dans le cadre du CRM. L'évaluation de l'adéquation nationale est régie par l'article 24 du Règlement 2019/943 et les règles qui y sont prévues, notamment : « 1.Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale ont une portée régionale et sont fondées sur la méthode visée à l'article 23, paragraphe 3, en particulier sur l'article 23, paragraphe 5, points b) à m). Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale incluent les scénarios centraux de référence visés à l'article 23, paragraphe 5, point b). Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale peuvent prendre en compte des sensibilités additionnelles à celles visées à l'article 23, paragraphe 5, point b). » Dans la mesure où le commission fait référence à la procédure du CRM, il est effectivement vrai que les scénarios, les sensibilités et les hypothèses (y compris l'offre et la demande nationales) font l'objet d'une consultation publique préalable prévue à l'article 3, paragraphe 5, et à l'article 5. La commission déclare qu'il est réaliste d'envisager d'autres scénarios plausibles en plus du scénario de référence central. La commission suggère que dans le T-4, le scénario avec le plus faible volume total d'enchères nécessaire devrait toujours être choisi. Cette dernière position ne peut être suivie. La législation européenne ne stipule nulle part que le scénario doit être déterminé de cette manière. En outre, cela crée des risques considérables que la commission ne semble pas prendre en compte dans cette proposition. Toute la capacité qui n'est pas mise aux enchères quatre ans avant l'année de livraison doit être mise aux enchères un an avant l'année de fourniture. Cependant, des différentes technologies ne peuvent pas être construites en un an seulement, de sorte qu'en réalité, elles ne pourront pas combler un manque de capacité. Cela crée donc le risque que, si des capacités suffisantes avec un temps de développement court (c'est-à-dire 1 an maximum) ne sont pas disponibles sur le marché, la sécurité d'approvisionnement ne soit plus garantie. En outre, cette proposition semble supposer que la situation en matière de sécurité d'approvisionnement ne peut s'améliorer entre la période de quatre ans et la période d'un an précédant l'année de fourniture. Il n'y a aucune garantie à cet égard. Le Règlement 2019/943 confirme explicitement les pouvoirs des Etats membres en matière de sécurité d'approvisionnement. Il appartient aux autorités responsables de la sécurité d'approvisionnement de décider quel scénario est considéré comme le plus réaliste et contre quels risques elles souhaitent s'assurer. S'il était stipulé que le volume total le plus bas requis pour les enchères devrait toujours être choisi, les pouvoirs et la marge politique du gouvernement seraient restreints de manière disproportionnée et il y aurait également un risque réel que la sécurité de l'approvisionnement ne puisse pas être garantie pendant l'année d'approvisionnement. Cela ne peut être accepté Norme de fiabilité La commission indique que la proposition de norme de fiabilité ne fait pas l'objet de la présente proposition 2064. Toutefois, il serait important d'utiliser la même norme de fiabilité pour la même année de fourniture, car une norme de fiabilité différente pourrait fausser la concurrence entre les deux offres. Il convient de noter que l'article 7undecies, § 7 de la loi électricité régit la poursuite de la mise en oeuvre de l'article 25 du Règlement 2019/943. La recommandation concernant l'utilisation de la même norme de fiabilité pour la même année de fourniture n'est pas incorporée. Si, dans la période comprise entre l'enchère quatre ans avant l'année de fourniture et l'enchère un an avant l'année de fourniture, une nouvelle norme de fiabilité est fixée par l'Etat membre sur la base de données modifiées, cela doit pouvoir influencer la détermination du volume pour les enchères suivantes. Ceci est conforme à l'article 11 du Règlement 2019/943, qui stipule que le coût de l'énergie non distribuée doit être mise à jour au moins tous les cinq ans, ou à intervalles plus rapprochés lorsqu'elles observent une modification significative (le coût de l'énergie non distribuée est un paramètre d'entrée important pour la norme de fiabilité, note de l'éditeur). Un ajustement de la norme de fiabilité peut avoir un impact dans les deux sens (c'est-à-dire plus ou moins de volume dans T-4 et T-1, respectivement). Déterminer le volume pour l'année de fourniture Cette proposition a été intégrée dans le texte de l'arrêté royal, notamment à l'article 11. Détermination du volume réservé pour l'enchère T-1 La loi prévoit la disposition suivante à l'article 7undecies, § 4, dernier alinéa : « Cette proposition contient également une proposition de volume minimal à réserver pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité. Ce volume minimal à réserver est au moins égal à la capacité nécessaire, en moyenne, pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an . » Dans sa proposition, la commission suggère que cette disposition soit interprétée comme signifiant que ce volume n'est rempli que de capacité ayant un coût marginal égal au prix plafond sur le marché de l'électricité. Elle se réfère ici à l'annexe 1 de sa proposition, où l'on peut voir que le volume pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité serait compris entre 6 et 8 GW. Il est considéré comme étant disponible à 100 %, sans contrainte d'énergie ou d'activation. Il est considéré que cette proposition ne peut être suivie. L'interprétation de la commission n'est pas conforme à la volonté du législateur, comme on peut le déduire de la note explicative de l'amendement qui a conduit à son inclusion dans la loi CRM du 22 avril 2019 (Doc 54 3584/002, pages 17-19). En outre, l'interprétation prévue par l'arrêté royal, qui a donné lieu à des calculs dans le rapport du gestionnaire de réseau conformément à l'article 6 de l'arrêté royal (disponible sur https://www.elia.be/en/users-group/crm-implementation), calcule déjà un volume d'environ 1,5 GW, ce qui représente plus de 3 à 4 GW si l'on tient compte des facteurs de réduction des technologies comme la gestion de demande ou le stockage pour lesquels il n'est pas déraisonnable d'assumer qu'ils pourraient participer à une mise aux enchères un an avant la période de fourniture (comme la commission l'a également proposé). Un tel volume est déjà important et est nettement supérieur à ce qui est appliqué dans d'autres pays européens disposant d'un mécanisme de capacité. Par exemple, pour l'année d'approvisionnement 2018/19, le Royaume-Uni avait réservé 2,5 GW pour la vente aux enchères T-1, contre 48,6 GW pour la vente aux enchères T-4. Dans le CRM irlandais, environ 2 à 5 % du volume est réservé à la vente aux enchères T-1. Dans le système italien, au moins 1 % est réservé aux "enchères d'ajustement". La proposition de la commission signifierait que plus de 50 % du volume prévu (avant que la capacité non éligible ne soit encore déduit) serait réservé pour la mise aux enchères un an avant l'année de fourniture. Outre le fait que cela n'est pas conforme aux souhaits du législateur ni aux pratiques en vigueur dans d'autres pays européens, cette proposition entraînerait également un risque inacceptable pour la sécurité de l'approvisionnement. Si de telles quantités de capacités ne peuvent être trouvées dans la T-1, il y a de fortes chances qu'elles ne puissent pas non plus être construites à temps. Il est également important de garantir des conditions de concurrence équitables entre les différentes technologies et entre les capacités nouvelles et existantes. Il s'agit d'une exigence claire qui découle des règlements européens. Si un volume aussi important devait être réservé pour l'enchère en T-1, il est plus que probable qu'aucune nouvelle capacité ne pourrait participer à l'enchère en T-4, ce qui serait contraire à ces principes. Méthodologie pour l'établissement de la courbe de la demande pour les mises aux enchères - Application du principe de proportionnalité La commission fait valoir que les coûts encourus par le CRM doivent compenser les avantages que ces coûts entraînent. Le coût du CRM devrait être limité ex ante à la réduction du coût du problème (qu'elle définit comme le coût de l'énergie non distribuée). Avant d'entrer plus concrètement dans les implications de ce principe, il est à noter que ce principe dit de proportionnalité ne trouve aucun fondement dans la loi, qui a encore été modifiée après la loi CRM du 22 avril 2019. Le seul endroit où la loi électricité parle de "redevance proportionnelle" est chez les règles de fonctionnement, ou est stipulé que leur but est de « garantir que les rémunérations de capacité octroyées soient adéquates et proportionnées ». Veiller à ce que les rémunérations de capacité soient adéquates et proportionnées est un objectif principal du gouvernement et un principe qui imprègne tous les aspects envisagés du CRM. La commission propose de fixer ex ante un budget maximum pour le CRM, basé sur le EENS évité et la valeur de VOLL. L'article 25, paragraphe 1, du Règlement 2019/943 stipule : « Lorsqu'ils appliquent des mécanismes de capacité, les Etats membres disposent d'une norme de fiabilité. Une norme de fiabilité indique, d'une manière transparente, le niveau de sécurité d'approvisionnement nécessaire de l'Etat membre. » On peut déduire de cette disposition que si un mécanisme de capacité est appliqué, le niveau requis de sécurité d'approvisionnement est déterminé par la norme de fiabilité. Avant même que cette disposition ne soit inscrite dans le Règlement, une approche similaire était déjà utilisée dans les mécanismes de capacité d'autres pays européens. Cela est clairement expliqué dans la réponse d'Elia du 27 mars 2020 ("Contribution d'Elia à la consultation des acteurs du marché au sein de la direction générale de l'énergie sur les paramètres utilisés pour déterminer le volume de capacité acheté dans le cadre du mécanisme de capacité", disponible à l'adresse suivante : https://economie.fgov.be/nl/themas/energie/bevoorradingszekerheid/ capaciteitsremuneratiemechanis#toc_heading_14, page 28, bas de page, point Bx). La méthode de détermination de la norme de fiabilité, qui a été adoptée conformément à l'article 23, paragraphe 6, du Règlement 2019/943, prévoit notamment que : "The LOLE threshold pursuant to Article 18 reflects an economic optimisation between the marginal cost of a new capacity resource (CONE) or a renewal/prolongation (CORP) where relevant, and the marginal reduction of EENS (LOLE * VOLLRS). The optimum is reached when these two quantities are equal." Ainsi, la norme de fiabilité découle d'une "maximisation du bien-être", comparant la valeur de l'énergie non-distribuée avec le coût d'un nouvel entrant, L'optimum économique est atteint lorsque le bénéfice marginal et le coût marginal de la fiabilité sont égaux. Cela signifie que l'ajout d'une unité de capacité supplémentaire au système impliquerait un coût plus élevé que le bénéfice attendu de cette unité supplémentaire. Toutefois, la proposition de la commission conduirait à un prix maximum dans le CRM qui serait sensiblement inférieur à la valeur attendue de Net Cone (qui est utilisée pour déterminer le prix maximum). Cela est démontré par des chiffres concrets dans la contribution susmentionnée du gestionnaire de réseau, pages 31-37). La commission le reconnaît également en tant que tel dans sa proposition, où elle indique au paragraphe 179 que si le volume d'enchères voulu ne peut être respecté dans la limite de coût fixée, une capacité moindre que le volume prévu serait contractée, ce qui aurait un impact sur l'EENS et donc sur la limite de coût. La courbe de la demande devrait alors être à nouveau ajustée pour tenir compte des nouvelles valeurs de l'EENS. Il est clair que cette approche itérative se traduirait par un processus complexe, incertain et non transparent. Il est considéré que la proposition de la commission sur ce point ne peut être suivie. Une alternative, conforme aux principes déjà applicables dans d'autres mécanismes européens de rémunération des capacités et conforme au Règlement 2019/943, est adoptée. - Fixer le plafond des prix La commission propose que le plafond des prix soit fixé au même niveau que le Net Cone. Dans l'arrêté royal, le plafond des prix est fixé à un montant égal au Net Cone multiplié par un facteur de correction X, tel que déterminé conformément à l'article 4, § 3. La valeur du facteur de correction X tient compte des incertitudes liées à l'estimation du coût net d'un nouvel entrant, tant aux différences de coûts entre les technologies, au niveau de la variabilité des coûts bruts d'un nouvel entrant associés à différentes technologies qu'au niveau de la détermination des rentes inframarginales annuelles gagnées sur le marché de l'énergie et les revenus nets sur le marché des services auxiliaires d'équilibrage. L'application d'un facteur de correction est conforme aux mécanismes de rémunération des capacités dans les autres pays européens. - La courbe de la demande La raison pour laquelle cette forme de courbe de demande n'a pas été incluse a déjà été expliquée en ce qui concerne le principe de proportionnalité. - Pay-as-bid versus Pay-as-cleared L'article 7undecies, § 10 de la loi prévoit : « Les mises aux enchères sont organisées selon la méthode "pay-as-bid", dont les modalités sont précisées dans les règles de fonctionnement visées au paragraphe 12. Le Roi peut rendre une autre méthode applicable sur la base d'un rapport établi tous les deux ans par le gestionnaire de réseau et concernant les enchères déjà organisées, et sur proposition de la commission, pour autant qu'il soit constaté que la méthode « pay-as-bid » ne permet pas d'atteindre la sélection de capacités la plus efficace en termes de coûts et qu'une autre méthode puisse entraîner une sélection de capacités plus efficace en termes de coûts. Si une autre méthode est rendue applicable, ses modalités sont déterminées dans les règles de fonctionnement visées au paragraphe 12. » Suivre la logique « pay-as-bid » est ancrée dans la loi. Le passage à une autre méthode n'est possible que s'il est établi que cette méthode ne permet pas d'obtenir la sélection de capacité la plus rentable et qu'une autre méthode est susceptible d'entraîner une sélection de capacité plus rentable. - Affinement de la courbe de la demande La non-adhésion à cette proposition a été expliquée dans l'application du principe de proportionnalité. La commission confirme dans cette section que, grâce à ce principe, il est possible que la capacité contractée soit inférieure au volume prévu. - Contrats pluriannuels La commission estime qu'il faut éviter que des capacités coûteuses avec un contrat pluriannuel dans les années suivantes empêcheraient la conclusion de contrats pour des capacités bon marché. La commission déclare que la manière la plus évidente serait de limiter la redevance de capacité dans les années suivantes du contrat pluriannuel à un peu moins que la redevance de capacité maximale contractée. Toutefois, elle estime que cela détruirait la raison d'être d'un contrat pluriannuel, qui est de fournir une certitude quant aux recettes. Elle propose donc d'imposer une limite de prix spécifique aux contrats pluriannuels en cas de baisse moyenne de l'EENS, qui est calculée comme le coût total moyen de l'EENS évité calculé pour les années où la baisse moyenne de l'EENS est évitée à partir de l'année de fourniture, divisé par le volume total des enchères pour une année de livraison. Premièrement, il convient de noter que le fait que des études antérieures prévoient une EENS plus faible pour les années 2028 et au-delà (en d'autres termes, très loin dans le futur et donc avec des incertitudes considérables) ne change rien au fait qu'une pénurie importante de capacité est calculée pour 2025. Cette pénurie de capacité, résultant notamment de la sortie du nucléaire par laquelle 6 GW de capacité contrôlable quittent le marché belge, ne peut être comblée par les seules capacités existantes. En tout état de cause, il est nécessaire de disposer de nouvelles capacités. En outre, il est pertinent de mentionner que l'objectif des contrats pluriannuels est de permettre aux nouvelles capacités (qui, dans de nombreux cas, nécessitent des investissements importants avec des périodes d'amortissement plus longues) de concurrencer les capacités existantes. La raison principale de l'octroi de contrats pluriannuels est d'assurer des conditions de concurrence équitables entre les capacités existantes, rénovées et nouvelles. Cet objectif s'applique également à chaque vente aux enchères. Si, dans certaines enchères, une limite de prix "supplémentaire" est imposée, qui n'est pas calculée sur la base d'un "missing money" ou d'un net-CONE comme prévu dans les autres enchères, il est clair que la capacité souhaitant participer à ces enchères serait traitée de manière discriminatoire. En outre, on peut déduire des informations issues de l'enquête publique qu'il en résulterait un plafond de prix s'écartant sensiblement du net-CONE, qui est en particulier le montant que les participants au marché ne gagneraient pas sur le marché. L'imposition d'un tel plafond de prix garantirait donc que les acteurs du marché ne tirent pas de revenus suffisants du mécanisme de capacité et ne participent donc pas. Par conséquent, il ne serait pas garanti que la norme de fiabilité soit respectée. Pour les raisons exposées ci-dessus en ce qui concerne l'application du principe de proportionnalité, cette proposition ne peut être acceptée. En outre, il convient de noter que, outre les catégories d'un an et de quinze ans, des catégories supplémentaires de trois et huit ans maximum sont également prévues dans la loi sur l'électricité. Ainsi, l'octroi de contrats pluriannuels est déjà limité à ce qui est strictement nécessaire pour permettre à différentes capacités de se concurrencer (et un `lock-in' excessif est donc déjà limité). Cette approche est plus détaillée que ce qui est envisagé dans d'autres pays européens. Définitions (chapitre 1) Pour la compréhension générale de l'arrêté royal, un certain nombre d'aspects spécifiques sont définis. Ces définitions sont complémentaires des définitions figurant dans d'autres documents juridiques ou réglementaires, tels que la loi sur l'électricité et la législation européenne. Scénario de référence et valeurs intermédiaires (chapitre 2) Le point de départ de tout calcul visant à déterminer les futurs besoins de capacité et d'autres paramètres est le scénario de référence. Ce dernier combine une multitude d'hypothèses et de valeurs pour le calcul de ces éléments, dont les paramètres relatifs à la consommation, à l'offre et à la capacité d'interconnexion au niveau belge et sur d'autres marchés pertinents. Le scénario a un impact conséquent sur les résultats. Il ne doit pas seulement chercher à refléter l'éventuel état futur du système, il doit également viser les situations pour lesquelles l'Etat belge veut se couvrir et assurer sa sécurité d'approvisionnement et pour lesquels l'Etat belge n'a aucune influence. En effet, la dépendance structurelle de la Belgique aux importations pour sa sécurité d'approvisionnement et son degré élevé d'interconnexions font que la prise en compte d'évènements se déroulant à l'étranger mais ayant une incidence sur la Belgique est cruciale. Ceux-ci pourraient inclure par exemple : des changements de mix de capacité installée; des indisponibilités de longue durée de certaines capacités ou le risque de ne pas atteindre à temps des critères européens de mise à disposition au marché des capacités transfrontalières. La détermination des contours du scénario à employer est dès lors un choix politique prédominant. Le scénario de référence est construit en plusieurs étapes afin de répondre aux différents objectifs visés. Celles-ci sont expliquées dans les articles 3, 5 et 6, § 1 de l'arrêté royal. Un ou plusieurs scénarios et sensibilités sont sélectionnés à partir de la dernière évaluation européenne disponible visée à l'article 23 du règlement (UE) 2019/943 et/ou de l'évaluation nationale visée à l'article 24 du règlement (UE) 2019/943 au moment de la sélection. Cette sélection comprend au moins le scénario central de référence européen visé à l'article 23, paragraphe 1, 5, point b), du règlement (UE) n° 2019/943 . En attendant que ces évaluations soient disponibles, une sélection sera effectuée parmi les autres études disponibles. Ce scénario est ensuite mis à jour sur la base des publications les plus récentes (non encore incluses dans le scénario de l'évaluation européenne) pour tenir compte des informations les plus récentes. Le CRM étant considéré comme le filet de sécurité essentiel pour la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, certaines sensibilités peuvent être définies pour tenir compte d'événements susceptibles d'avoir un impact sur la sécurité d'approvisionnement en Belgique, y compris des événements en dehors de la zone de contrôle belge. Les scénarios et sensibilités sélectionnés, y compris les données et hypothèses sur lesquelles ils sont fondés, font l'objet d'une consultation publique comme indiqué à l'article 5. Une capacité supplémentaire est ajoutée au scénario de référence, si nécessaire, afin que le scénario utilisé soit approprié et réponde à l'objectif du mécanisme de gestion de la crise de remplir les critères de sécurité d'approvisionnement9 . Cette dernière étape est nécessaire pour calculer les paramètres requis et est expliquée à l'article 6, § 1 de l'arrêté royal. En ce qui concerne l'établissement du scénario de référence, le Conseil d'Etat a indiqué dans son avis 69.020/3 du 13 avril 2021 que l'arrêté royal ne pouvait pas autoriser le ministre car l'établissement du scénario de référence ne serait pas une règle de nature secondaire ou détaillée. Il convient toutefois de noter à cet égard que l'article 7undecies, § 2 de la loi électricité confie au Roi la tâche déterminer structurellement (non périodiquement) les paramètres de volume et leur méthode de calcul. D'autre part, en vertu de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité, il appartient au ministre de déterminer périodiquement les valeurs spécifiques des paramètres nécessaires à l'organisation des enchères. En ce sens, il est logique que le scénario de référence spécifique, qui n'est que l'application périodique de la méthode structurelle définie par le Roi dans le présent arrêté, soit également déterminé par le ministre. La détermination du scénario de référence doit être considérée comme une mesure préliminaire, nécessaire pour effectuer certains calculs, propositions et avis conformément aux articles 5, 6, § 2, 7, 8 et 12 du présent arrêté royal. A cet égard, il convient de noter que l'article 3 du présent arrêté royal décrit une procédure approfondie, avec les consultations, avis et propositions nécessaires, pour parvenir au scénario de référence. L'essence du règlement relatif à l'établissement du scénario de référence est donc déterminée par le Roi lui-même. Le ministre prend une décision finale sur la base d'une proposition du régulateur, sur laquelle un avis est donné par l'autorité compétente en matière de sécurité d'approvisionnement, c'est-à-dire la Direction générale de l'énergie. Conformément à la résolution 1220/007, la Chambre des représentants est également consultée sur l'ensemble des données et des hypothèses retenues comme scénario de référence. A partir de l'année 2021, la décision sera également prise après consultation en Conseil des ministres. La délégation au ministre est donc suffisamment définie. Valeurs intermédiaires La commission établit, en collaboration avec le gestionnaire du réseau, une proposition des valeurs intermédiaires suivantes : 1° le coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste réduite de technologies;2° le facteur de correction X, permettant de déterminer le prix maximum, visé à l'article 10, § 8 et 9, et permettant de calibrer le volume maximum au prix maximum, en adaptant le niveau de sécurité d'approvisionnement. Cette proposition inclut également la valeur du coût moyen pondéré du capital qui a été pris en compte au article 4, § 1. Le rapport de l'opérateur du système (chapitre 3) Conformément aux dispositions légales, l'opérateur du système prépare un rapport et une proposition pour le 15 novembre au plus tard de l'année précédant la mise aux enchères. Paramètres qui déterminent la quantité de capacité à acheter (chapitre 4) La courbe de la demande pour les enchères du T-4 est construite sur la base de trois points : - Le point B est caractérisé par le coût net d'un nouvel entrant, calculé conformément au présent arrêté royal, en ordonnée. En abscisse, ce point B correspond au volume requis lors d'une enchère (en tenant compte de la consommation moyenne d'électricité en situation de pénurie simulée, des réserves requises pour maintenir l'équilibre du réseau, de l'énergie moyenne non livrée attendue en situation de pénurie simulée, de la capacité non éligible, de la capacité déjà contractée et du volume à réserver pour l'enchère un an avant la période de livraison de la capacité). - Le point C est caractérisé par un coût nul en ordonnée et le volume requis aux enchères en abscisse. - Le point A est caractérisé par le prix maximum en ordonnée. En abscisse, le point A correspond au volume spécifique calculé comme le volume du point B, mais avec une norme de confiance différente (LOLE). LOLEA correspond à la norme de fiabilité multipliée par le facteur de correction X. La courbe de la demande pour les enchères T-1 est basée sur les mêmes points B et C que pour les enchères T-4, mais le volume requis est ajusté pour tenir compte de la capacité déjà contractée en T-4 pour la même période de livraison. Le point A correspond en ordonnée au prix maximum et en abscisse au volume requis. La conception de la courbe de demande respecte deux principes : - Garantir la sécurité d'approvisionnement : cela signifie qu'une fois les enchères T-4 et T-1 organisées, la norme de fiabilité doit être respectée. Sinon, le CRM n'aurait pas atteint son objectif. Le point B correspondant au volume nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité, il faut s'assurer que ce volume est contracté. Comme il est encore possible de contracter des capacités en T-1 après l'enchère T-4, une courbe entre le point A et le point B est possible, ce qui permet de contracter une capacité inférieure au volume calibré pour le point B dans l'enchère T-4. En revanche, contracter un volume inférieur au point B dans le cadre de l'enchère T-1 ne garantirait pas le respect de la norme de fiabilité. Par conséquent, il y a une section verticale entre le point A et le point B dans l'enchère T-1. - Garantir un système proportionnel avec le coût le plus bas possible : c'est-à-dire que le volume contracté ne doit pas dépasser le volume requis pour atteindre la norme de fiabilité, car cela augmenterait le coût total. Cela explique pourquoi la courbe de la demande est verticale entre le point B et l'intersection avec l'axe des abscisses dans les deux enchères T-4 et T-1. Facteurs de réduction (chapitre 5) Toutes les technologies peuvent participer au CRM, conformément bien sûr aux critères d'éligibilité. Cependant, toutes les technologies ne contribuent pas de la même manière à l'adéquation des ressources. En effet, les technologies de production, de stockage d'électricité et de participation active de la demande possèdent toutes des niveaux de disponibilités différents liés aux arrêts fortuits, aux conditions climatiques, à des contraintes techniques, etc. Afin de garantir des conditions de concurrence équitables, ces différents niveaux de disponibilité sont pris en compte dans différentes catégories par le biais de facteurs de réduction. Ces différentes catégories ont été déterminées pour s'assurer d'une part que toutes les technologies puissent y participer et d'autre part que les technologies soient associées à un facteur de réduction considérant leurs caractéristiques techniques. Le niveau de disponibilité prévu (ou la contribution à l'adéquation des ressources) est donc un pourcentage (toujours inférieur ou égal à 100 %) de la puissance de référence nominale. Ces niveaux sont définis avant chaque mise aux enchères (et fixés pour toute la durée du contrat) par technologie et sont appelés facteurs de réduction. Une approche similaire doit être appliquée aux interconnexions, afin de déterminer par frontière la capacité d'entrée maximale pour la capacité étrangère indirecte, c.-à-d. le volume maximal, exprimé en puissance, qui pourrait être contracté dans une zone de marché voisine. Afin de déterminer ces facteurs de réduction avant chaque mise aux enchères, il convient de suivre une méthodologie telle qu'établie dans le présent arrêté royal. L'objectif prédominant du CRM est de garantir la sécurité d'approvisionnement de la Belgique. La contribution des différentes technologies à cet objectif doit donc être calculée aux moments déterminants pour la sécurité d'approvisionnement. Ces moments sont déterminés par les « situations de pénurie simulées », qui sont, sur base d'une simulation, les heures durant lesquelles la charge ne pourra pas être couverte ou durant lesquelles la charge ne pourrait pas être couverte en cas de charge additionnelle de 1MW. Les situations de pénurie simulées sont définies grâce à des outils de modélisation (similaires à ceux utilisés dans le cadre de l'évaluation de l'adéquation des ressources au niveau européen et national référencée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943) sur la base du scénario décrit ci-dessus pour la détermination des paramètres du CRM. Pour les installations thermiques avec programme journalier, les facteurs de réduction associés à chaque technologie peuvent être calculés sur la base des taux d'arrêts forcés historiques. Pour toutes les autres technologies (dépendantes des conditions météo, à énergie limitée, raccordées aux réseaux de distribution ou les catégories d'agrégation), les facteurs de réduction sont basés sur les résultats de modélisation du scénario pris comme référence. Afin de permettre un niveau maximal de flexibilité et la participation active de la demande au CRM, les technologies ne disposant pas d'un programme journalier se voient offrir (pour les technologies à énergie limitée) ou sont autorisées à choisir (pour les autres technologies) un Accord de Niveau de Service (ou SLA) selon leurs besoins et caractéristiques, sur base de leurs contraintes techniques. Un facteur de réduction approprié est déterminé pour chaque Accord de Niveau de Service. Pour les interconnexions, dans l'attente de la mise en oeuvre des méthodes décidées par l'ACER en décembre 2020 conformément à l'article 26.11 (a) du Règlement 2019/943, la contribution se base sur les résultats de modélisation et tient compte de la manière dont les échanges transfrontaliers sont incorporés au modèle (grâce à une approche fondée sur les flux ou sur la capacité de transfert nette). Prix maximum intermédiaire (chapitre 6) Afin de garantir que le CRM soit conçu de façon à minimiser les coûts globaux conformément à l'article 7undecies, § 1 (alinéa 3) de la Loi électricité, une mesure importante consiste en l'implémentation de prix maximaux, c'est-à-dire le niveau maximum de rémunération de capacité que des unités du marché de capacité peuvent soumissionner et percevoir. Un prix maximum global - applicable à toutes les unités du marché de capacité pour toutes les durées de contrat de capacité (soit le prix maximum payé lors de l'enchère) - est déjà prévu, et en outre un prix maximum intermédiaire est aussi intégré dans le design. Ce seconde prix maximum, dont la méthodologie est décrite dans le chapitre 6 de cet Arrêté Royal, représente un prix maximum qui n'est applicable qu'à certaines unités du marché de capacité. Le prix maximum intermédiaire s'applique aux capacités pour les contrats d'un an. On opère ainsi une distinction entre les capacités nécessitant très peu d'investissements voire aucun (contrats d'un an) et celles exigeant des investissements conséquents (avec possibilité de contrats de plus d'un an). En fixant un plafond de prix intermédiaire, on évite que des capacités qui ne nécessitent pas d'investissements importants puissent recevoir, lors des mises aux enchères du CRM, des revenus disproportionnés. En outre, il n'est pas prévu de prix maximum intermédiaires supplémentaires pour les capacités éligibles à des contrats pluriannuels, puisqu'il n'y a pas de corrélation claire entre le niveau de « missing money » et les catégories de capacités pluriannuelles (et leurs niveaux d'investissement sous-jacents). Par conséquent, les capacités éligibles à des contrats pluriannuels ne seront assujetties qu'au prix maximum global. Ce prix maximum intermédiaire représente donc le prix d'offre maximum que les capacités éligibles pour les contrats d'un an peuvent offrir et la rémunération maximale qu'elles peuvent percevoir. Afin de déterminer le niveau de ce prix maximum intermédiaire, la méthodologie décrite dans le présent Arrêté Royal se base sur une calibration annuelle du « missing money » estimé de la technologie la moins performante à l'heure actuelle sur le marché. Bien que l'ensemble des capacités éligibles à un contrat d'un an ne corresponde pas nécessairement ou exclusivement aux capacités existantes, l'analyse worst performer parmi les technologies existantes dans le marché est considérée comme un point de référence approprié pour les capacités nécessitant des investissements minimaux. Le « missing money » (qui est en substance ce que les détenteurs de capacité sont censés offrir à la mise aux enchères) est calculé comme des coûts moins des revenus. Les coûts sont déterminés comme la somme de (1) des coûts d'exploitation et de maintenance annuels fixes, (2) du total des dépenses d'investissements récurrentes futurs annualisées qui ne sont pas directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (et donc pas considérées comme des investissements admissibles pour obtenir un contrat pluriannuel), comme par exemple les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année et (3) des coûts variables à court terme (comprenant les coûts de carburants, les coûts de CO2 et des autres coûts variables opérationnels et de maintenance). Les revenus pris en compte sont les revenus du marché de l'énergie compte tenu de l'estimation du prix d'exercice applicable sur la technologie concernée, et des revenus nets du marché des services auxiliaires d'équilibrage. En outre, mais uniquement pour les technologies dont les coûts variables sont élevés, c'est-à-dire les technologies qui ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, les coûts considérés sont majorés du coût d'un seul test d'activation. Le coût du test d'activation est particulièrement important pour ces technologies, car comme elles ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, la probabilité d'être testées est grande, et donc la prise en compte d'un coût de test d'activation est pertinent. En particulier, pour déterminer certains éléments de coût requis, Elia demande l'aide d'un expert indépendant. A cet égard, l'expert indépendant présentera, de manière étayée dans une étude, diverses données relatives aux éléments de coût pertinents pour l'estimation du prix maximum intermédiaire pour toutes les technologies existantes dans le marché considérées. Il est jugé approprié que la sélection de l'expert indépendant et le suivi de cette étude se fasse si possible en concertation avec la commission, puisqu'il existe un lien entre l'estimation des coûts pour la détermination du paramètre netCONE pertinent pour la calibration de la courbe de la demande exécuté par la commission et les coûts pour la détermination du prix maximum intermédiaire et l'évaluation des dérogations du prix plafond intermédiaire par la commission. Les rentes marginales annuelles gagnées sur le marché de l'énergie sont déterminées sur la base d'une simulation telle que développée à l'article 6, en tenant compte d'un scénario de référence tel que décrit à l'article 4, § 7, et considèrent les revenus médians (P50) afin de raisonnablement prendre en compte l'aversion au risque dans la prise de décision des investisseurs. Pour déterminer les revenus du marché des services auxiliaires d'équilibrage, les données historiques sont analysées. En particulier, les coûts d'approvisionnement historiques d'une période continuent de 36 mois sont pris en compte, en cherchant un équilibre entre le fait de ne pas tenir compte des revenus d'un passé trop lointain et le fait de ne pas être trop sensible aux revenus extraordinaires et donc non représentatifs. A cet égard, une période continue de 36 mois est considérée comme un équilibre approprié. Pour déterminer les revenus nets du marché des services auxiliaires d'équilibrage, les coûts liés à la fourniture de ces services sont pris en compte, y compris par exemple les coûts « mustrun ». En outre, les coûts d'opportunité liés à la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage sont également pris en compte. Ces coûts d'opportunité peuvent être interprétés comme les revenus abandonnés liés à la fourniture de services énergétiques qui auraient pu être gagnés si la capacité n'avait pas été réservée pour la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage. De cette façon, le double comptage des revenus est évité. En tenant compte du coût de la capacité, d'une part, et des revenus provenant du marché de l'énergie et de la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage, d'autre part, le prix maximum intermédiaire réduit le risque de rémunération disproportionnée par les enchères de capacité, contribuant à l'objectif global de minimiser le coût du CRM et d'éviter la double rémunération entre le CRM et le marché global de l'énergie. La méthodologie pour la détermination du niveau du prix maximum intermédiaire est aussi alignée avec la définition des seuils d'investissement distinguant différentes catégories de capacité et des coûts éligibles considérés pour ces seuils conformément à l'arrêté royal visé à l'article 7undecies, § 5 (dernier alinéa) de la Loi électricité. Enfin, l'estimation de « missing-money » est augmentée d'une marge d'incertitude de 5%, en raison du caractère éloigné de l'estimation en regard de son terme (le prix maximum intermédiaire est estimé plusieurs années avant la période de fourniture de capacité à laquelle il se rapporte) et pour tenir compte des incertitudes générales liées aux hypothèses inhérentes aux simulations effectuées pour estimer le « missing money ». Dérogation au prix maximum intermédiaire (chapitre 7) Dans sa décision initiale du 21 septembre 2020 (référence : State Aid SA. 54915 (2019/N) - Belgique), la Commission européenne a exprimé un doute quant au prix maximum intermédiaire, et plus particulièrement quant à sa compatibilité avec les lignes directrices concernant les aides d'Etat à la protection de l'environnement et à l'énergie 2014-2020 (2014/C 200/01). Afin de dissiper ces doutes, la loi électricité a prévu la possibilité pour le Roi de déterminer par arrêté, délibéré en Conseil des ministres, la méthode et les conditions à l'octroi d'exceptions individuelles à l'application de la (des) limite(s) de prix intermédiaire(s), après consultation des acteurs du marché. Pour la première année, 2021, l'évaluation des demandes de dérogation aura lieu après l'enchère, conformément à l'article 21. Cette possibilité a été créée en réponse aux préoccupations exprimées par la Commission européenne en septembre 2020, à la suite desquelles il n'est plus possible, d'un point de vue administratif ou opérationnel, pour les parties concernées d'évaluer les demandes de dérogation avant l'enchère d'octobre 2021. Pour toutes les enchères suivantes, l'évaluation des demandes de dérogation aura lieu avant l'enchère conformément à l'article 22. Compte tenu des réactions exprimées lors de la consultation publique, il est jugé préférable de procéder à cette évaluation préalable, afin que les participants au marché aient une idée claire du prix auquel ils peuvent participer à l'enchère avant l'enchère elle-même. Toute décision de la commission peut faire l'objet d'un recours devant la Cour du marché, conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi électricité. Il n'est donc pas jugé nécessaire ou approprié de créer une procédure de recours spécifique. La méthodologie précise que les éléments soumis par le demandeur de dérogation à l'appui de sa demande doivent être spécifiques à l'unité concernée sur le marché des capacités, ou unités s'il s'agit de capacités liées. En effet, les dérogations ne devraient pas être accordées sur la base d'autres estimations de paramètres généraux, tels que les coûts futurs du CO2 (en €/tCO2), les prix de l'électricité, etc. En ce qui concerne les coûts éligibles pour soutenir une dérogation, la méthodologie précise qu'il doit s'agir de coûts commandés à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité. La loi électricité stipule que le CRM doit être conçue de manière à ce que son prix de revient reste le plus bas possible. Tout au long de la conception du CRM, on veille à ce que les frais de capacité soient appropriés et proportionnels. Il est important d'éviter d'influencer les investissements dans la production qui sont antérieurs à la mesure. En ce sens, les coûts éligibles pour les contrats pluriannuels excluent explicitement certains coûts "irrécupérables" (voir article 3, § 1 de l'Arrêté royal fixant les seuils d'investissement et les critères d'éligibilité des couts d'investissement). De même, le prix maximum intermédiaire ne tient compte que des coûts fixes d'exploitation et de maintenance (en €/MW/an), sans tenir compte du CAPEX initial de l'investissement. De l'estimation des coûts réalisée par le consultant Haulogy, soumise par le ministre de l'Energie au Parlement le 28 janvier, il est possible de déduire un prix d'offre supérieur au prix maximum intermédiaire pour diverses technologies existantes. Toutefois, il convient de noter que cela découle du fait que le consultant a tenu compte du CAPEX initial de l'investissement lors de la détermination du prix de l'offre. Il convient d'établir une distinction claire entre le scénario idéal pour les acteurs du marché, d'une part, et la détermination de ce que sont les restrictions légitimes à l'octroi d'aides par le gouvernement, d'autre part. Les coûts encourus avant la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité sont donc explicitement exclus comme motifs de dérogation. Lorsque la CREG constate, lors de l'utilisation de la dérogation de l'IPC, un comportement visé à l'article 7undecies, § 13, elle peut appliquer les mesures visées à l'article 31 de la loi de 29 avril 1999 à la personne concernée. Prix d'exercice / prix de référence (chapitre 8) Le CRM choisi pour la Belgique est un mécanisme d'options de fiabilité. Cela implique d'une part, que les détenteurs de capacité reçoivent une rémunération fixe pour la mise à disposition de leur capacité et d'autre part, qu'ils doivent, en plus de leurs potentielles pénalités appliquées en cas de non-respect de l'obligation de disponibilité, rembourser une partie de cette rémunération lorsque le prix sur le marché de l'énergie (appelé le prix de référence) dépasse un niveau de prix prédéterminé (appelé le prix d'exercice). Cette obligation est appelé l'obligation de remboursement est appelé l'obligation de remboursement. Pour appliquer un tel mécanisme, deux paramètres importants doivent donc être définis : 1) le prix d'exercice, soit le niveau de prix à partir duquel une partie de la rémunération devra être remboursée et 2) le prix de référence, soit le prix que le fournisseur de capacité est considéré avoir touché sur le marché de l'énergie.Pour le prix de référence, il est essentiel de spécifier le segment de marché sur lequel le prix est observé. Une méthodologie de détermination d'un prix d'exercice et d'un prix de référence comporte plusieurs éléments de principes relatifs à l'obligation de remboursement afin de parvenir à un calibrage de ces paramètres permettant d'atteindre l'objectif poursuivi par le législateur. Le prix d'exercice et le prix de référence ne peuvent donc pas être considérés séparément d'autres principes composants l'obligation de remboursement. En effet, si ces principes ne s'appliquaient pas à l'obligation de remboursement, ou si d'autres principes s'y appliquaient, il eut été peut-être préférable d'utiliser des prix d'exercice et de référence différents. C'est pourquoi ces principes font partie intégrale de la méthodologie …