29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, soumet une demande de dérogation au prix maximum intermédiaire qui a été fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer;27° « capacités liées » : des capacités établies sur un même site géographique, entre lesquelles il existe un lien de nécessité et de cohérence technique et qui n'ont pas la possibilité de s'agréger, en raison de leur obligation d'introduire un programme journalier;28° « rentes inframarginales annuelles » : les rentes du marché de l'énergie sur base annuelle après déduction des couts marginaux et autres coûts variables;29° « missing money » : la redevance annuelle qui permet au fournisseur de capacité de couvrir ses coûts annualisés, en tenant compte des revenus annuels du marché de l'énergie, des marchés des services auxiliaires et des éventuelles autres revenus pertinents. CHAPITRE 2. - Détermination du scénario de référence et des valeurs intermédiaires pour calculer la quantité de capacité à acheter et les paramètres des enchères Art. 2.§ 1er. Le gestionnaire du réseau établit son rapport et sa proposition visés à l'article 7undecies, § 3 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer et tels que décrits à l'article 7, § 2, sur la base d'un scénario de référence, visé à l'article 3, § 7, et les valeurs intermédiaires, visées à l'article 4 § 2. La commission formule sa proposition visée sur la base de l'article 7undecies, § 4, sur la base de ce même scénario de référence et les mêmes valeurs intermédiaires.
\n§ 1er. Le gestionnaire de réseau effectue, en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission, une sélection d'un ou de plusieurs scénarios et sensibilités selon les étapes décrites à l'article 4, §§ 2 à 4 inclus. § 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 alinéa, 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.
\nSur 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.
\nLa 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, par arrêté délibéré en Conseil des ministres depuis la décision prise en 2021, 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.
\n§ 1er. 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 visées à l'article 10, § 4;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, visé à l'article 11, § 2, 1°. § 2. La proposition est soumise à une consultation publique durant une période de minimum un mois et adaptée en fonction des résultats de celle-ci. Cette proposition inclut également la valeur du coût moyen pondéré du capital qui a été pris en compte au paragraphe 1, 1°, afin de calculer le coût brut d'un nouvel entrant. § 3. Les valeurs intermédiaires sont fixées au plus tard le 15 septembre de chaque année par le Ministre sur la base de la proposition de la commission et de son rapport de consultation. Le Ministre peut déroger à la proposition de la Commission moyennant motivation adéquate
\nloi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer durant une période de minimum un mois.
\nLe gestionnaire du réseau informe les acteurs de marché de la tenue de cette (ces) consultation(s). § 2. Au moins les sujets suivants sont soumis à une consultation publique : 1° la mise à jour des données et des hypothèses du scénario ou des scénarios, ainsi que des sensibilités, telles que visées à l'article 3, § 3;2° la pertinence des sensibilités visées à l'article 3, § 4, en ce compris les données et hypothèses à partir desquelles elles ont été établies;3° le type de capacité supplémentaire visé à l'article 6, § 1er;4° les sources publiques des scénarios pour les années postérieures à l'année de livraison à partir desquelles les données d'entrée sont utilisées pour le calcul des rentes inframarginales annuelles visées à l'article 10, § 6;5° la liste réduite des technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles et qui sont éligibles pour la détermination du prix maximal intermédiaire visé à l'article 18, § 1er. § 3. Le gestionnaire du réseau transmet au Ministre, à la Direction générale de l'Energie et à la commission un rapport de consultation, en ce compris des recommandations et tous les documents qu'il reçoit dans le cadre de la (des) consultation(s) publique(s). CHAPITRE 3. - Rapport du gestionnaire de réseau Art. 6.§ 1er. Le gestionnaire du réseau s'assure que le scénario de référence tel que déterminé selon l'article 3, § 7, répond au niveau de la sécurité d'approvisionnement requis par l'article 7undecies, § 7, premier et deuxième alinéas, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer en ajoutant, si nécessaire, de la capacité supplémentaire à la zone de réglage belge : 1° provenant des types de capacité présélectionnés selon l'article 10 et proposés par le gestionnaire de réseau dans la consultation publique visée à l'article 5 et ensuite choisis par le gestionnaire de réseau en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission;2° d'une manière itérative sur la base d'une boucle d'optimisation économique avec un incrément à la hauteur de celui appliqué dans l'évaluation la plus récemment disponible de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne ou nationale visée aux articles 23 et 24 du Règlement (UE) 2019/943, et de maximum 100 MW. § 2. Sur la base du scénario de référence sélectionné en vertu de l'article 3, § 7, adaptée si nécessaire en vertu de l'article 6, § 1er, et en appliquant la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 pour autant que d'application, le gestionnaire du réseau établit le rapport et la proposition visés à l'article 7undecies, § 3 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer au plus tard le 15 novembre de l'année précédant les enchères, conformément à l'article 7undecies, § 3, troisième alinéa de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.
\nLa rapport contient au moins les informations et calculs suivantes : 1° le volume de capacité nécessaire et le nombre d'heures pendant lesquelles cette capacité sera utilisée au profit de l'adéquation, au moyen de la courbe de la durée de la demande, visée à l'article 11, § 5, dont on peut en outre déduire la capacité connexe qui a en moyenne moins de 200 heures de fonctionnement par an afin de couvrir la capacité de pointe totale;2° les informations dont dispose le gestionnaire de réseau en ce qui concerne la quantité de capacité non éligible;3° Pour chaque Etat membre européen limitrophe, la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes, visée à l'article 14;4° les rentes inframarginales annuelles pour les technologies reprises dans la liste réduite de technologies visée à l'article 10, § 6;5° la consommation moyenne d'électricité pendant les situations de pénurie simulées, visées à l'article 11, § 2, 1° ;6° le volume correspondant aux besoins d'équilibrage, visé à l'article 11, § 2, 2° ;7° la valeur moyenne de prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées, visées à l'article 11, § 2, 3° ;
\nLa proposition concerne : 1° une proposition pour les facteurs de réduction conformément au Chapitre 5;2° une proposition pour le prix maximum intermédiaire conformément au Chapitre 6;3° une proposition pour la détermination du prix de référence conformément au Chapitre 8;4° une proposition pour le prix d'exercice conformément au Chapitre 8;5° 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.
\nloi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la commission donne un avis au ministre sur la proposition du gestionnaire du réseau visée à l'article 6, § 2, alinéa 3. CHAPITRE 4. - Paramètres qui déterminent la quantité de capacité à acheter Art. 8.§ 1er. La commission soumet au Ministre, au plus tard le 1er févier de l'année des enchères, conformément à l'article 7undecies, § 4, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, une proposition pour les paramètres déterminant le volume de la capacité à prévoir, sur la base du rapport du gestionnaire de réseau visé à l'article 6, § 2, et de la méthodologie visée aux articles 9, 10 et 11. Ces paramètres forment ensemble une courbe de demande qui, conformément à l'article 7undecies, § 7, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, assure que la norme de fiabilité soit atteint dans l'année de livraison visée. 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. § 2. Au plus tard le 1er mars de chaque année, conformément à l'article 7undecies, § 5, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la Direction générale de l'Energie et le gestionnaire du réseau donnent un avis au ministre relatif à la proposition de la commission. § 3. Le ministre donne l'instruction visée à l'article 7undecies, § 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. Art. 9.§ 1er. La courbe de demande est une série de points dont les valeurs sont caractérisées par deux axes : 1° l'axe des abscisses représente le volume et est exprimé en MW;2° l'axe des ordonnées représente le prix et est exprimé en /MW/an. La courbe de demande est construite au moyen de trois points de référence - A, B et C - qui sont déterminés au moyen de deux paramètres de prix, lesquels sont calculés conformément à l'article 10, et de deux paramètres de volume, qui sont calculés conformément à l'article 11.
\nLe point B vise à garantir l'atteinte du niveau de sécurité d'approvisionnement, visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 19 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n19/04/1999 pub.
\n19/05/1999 numac 1999011134 source ministere des affaires economiques Loi modifiant la loi du 10 juillet 1997 relative aux dates de valeur des opérations bancaires type loi prom.
\n19/04/1999 pub.
\n13/05/1999 numac 1999021177 source services du premier ministre Loi modifiant le Code d'instruction criminelle, le Code rural, la loi provinciale, la nouvelle loi communale, la loi sur la fonction de police, la loi du 10 avril 1990 sur les entreprises de gardiennage, sur les entreprises de sécurité et sur les services internes de gardiennage, la loi sur la pêche fluviale, la loi sur la chasse et la loi du 7 décembre 1998 organisant un service de police intégré, structuré à deux niveaux type loi prom.
\n19/04/1999 pub.
\n03/06/1999 numac 1999009545 source ministere de la justice Loi modifiant l'article 582, 1° du Code judiciaire fermer. Il est caractérisé par : 1° le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° le coût net d'un nouvel entrant en ordonnée. Le point A est caractérisé par : 1° pour les mises aux enchères un an avant la période de fourniture de capacité : le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° pour les mises aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité : le volume maximum pouvant être contracté au prix maximum en abscisse;3° le prix maximum en ordonnée. Le point C est caractérisé par : 1° le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° un coût nul en ordonnée. § 2. La forme de la courbe de demande est différente pour les mises aux enchères quatre ans et un an avant la période de fourniture de capacité : 1° pour les mises aux enchères un an avant la période de fourniture de capacité, la courbe de demande est caractérisée par : a) une droite verticale passant par les points A, B et C définis au paragraphe 1er;b) une droite horizontale égale au prix maximum;2° pour les mises aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité, la courbe de demande est caractérisée par : a) un segment vertical entre les points B et C;b) un segment linéaire entre les points A et B;c) un segment horizontal liant l'axe des ordonnées au point A.
\n§ 1er. La courbe de demande est déterminée au moyen de deux paramètres de prix : 1° le coût net d'un nouvel entrant;2° le prix maximum. § 2. Le coût net d'un nouvel entrant (en /MW/an) est égal au « missing-money » de la technologie ayant le « missing-money » le plus bas parmi les technologies reprises dans la liste réduite de technologies au paragraphe 4. La technologie connexe est la technologie de référence. § 3. Le « missing-money » des technologies reprises dans la liste réduite de technologies au paragraphe 4 est déterminé en réduisant le coût brut d'un nouvel entrant par les rentes inframarginales annuelles pour la référence pour chaque technologie telle que visée au paragraphe 6, ainsi que par les revenus nets obtenus grâce à la fourniture des services d'équilibrage, visés au paragraphe 7. § 4 La méthode pour déterminer le coût brut de différentes technologies, visées à l'article 5, est la méthodologie de l'article 23, alinéa 6, du Règlement (UE) 2019/943, approuvée conformément à l'article 27, du Règlement (UE) 2019/943. En l'absence d'une telle méthode, au moment du calcul, le coût brut de différentes technologies sera déterminé suivant les deux étapes décrites ci-dessous : Premièrement, une liste réduite des technologies éligibles est déterminée sur la base des critères suivants : 1° la référence pour chaque technologie doit concerner des nouveaux entrants, qui ne sont pas encore acteur sur le marché de l'électricité et pour lesquels aucune infrastructure préexistante n'est disponible;2° la liste est basée sur les technologies existantes dans la zone de réglage belge et sur les technologies qui pourraient raisonnablement être disponibles pour l'année visée;3° pour des technologies avec un nombre d'heures de fonctionnement du même ordre de grandeur, les technologies avec des paramètres de coût significativement supérieurs sont exclus de la liste réduite;4° les technologies doivent être conformes aux limites relatives aux émissions de CO2, visées à l'article 22, alinéa 4 du Règlement (UE) 2019/943 et à toute autre limite légale.
\nDeuxièmement, une analyse détaillée des coûts sur l'ensemble de la durée de vie de la référence pour chaque technologie est réalisée sur la base de la liste réduite des technologies éligibles et compte tenu du facteur de réduction lié à chaque technologie, tel que visé à l'article 13, dans le but de déterminer la valeur du coût brut d'un nouvel entrant et le modèle de référence associé pour chaque technologie. § 5. Le coût brut d'un nouvel entrant est réévalué au minimum tous les trois ans sur la base des dernières informations disponibles. § 6. Les rentes inframarginales annuelles estimées de la référence pour chaque technologie sont exprimées en /MW/an et sont calculées, avec une périodicité annuelle, sur l'ensemble de la durée de vie de la référence pour chaque technologie, en prenant en compte la valeur du coût marginal de la technologie comme seuil inférieur.
\nCes rentes inframarginales sont déterminées, pour chaque année sur la durée de vie de l'unité de marché de capacité, sur la base de la médiane (P50) des revenus des années de simulation, sur la base du scénario de référence visé à l'article 3, § 7 et tiennent compte du niveau du prix d'exercice applicable visé à l'article 26.
\nLes recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique du prix maximum intermédiaire.
\nSi le scénario de référence n'est pas disponible pour une année sur la durée de vie de la référence pour chaque technologie, une interpolation est réalisée entre les valeurs des années pour lesquelles le scénario de référence existe, éventuellement corrigé par des données disponibles complémentaires. Ces données sont présentées par le gestionnaire de réseau et les sources de celles-ci sont soumises à une consultation publique visée à l'article 6, § 2, 4° et sont choisies par le gestionnaire de réseau en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission; § 7. L'estimation des revenus nets obtenus grâce à la fourniture des services d'équilibrage, visés à l'article 223, 1°, du Règlement Technique Fédéral : 1° est évaluée pour chaque technologie qui est incluse dans la liste réduite des technologies éligibles visée au § 4 de cet article;2° correspond aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire du réseau pour les services destinés au réglage de l'équilibre, sur la base des trente-six derniers mois;3° tient compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la participation à ces services auxiliaires, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus du marché des services auxiliaires d'équilibrage. § 8.
\nLe prix maximum est déterminé comme le produit du coût net d'un nouvel entrant multiplié par le facteur de correction X, comme déterminé conformément à l'article 4, § 3. § 9. 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 éligibles, 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 et les revenus nets sur le marché des services auxiliaires d'équilibrage.
\n§ 1er. La courbe de demande est déterminée au moyen de deux paramètres de volume : 1° le volume requis dans une mise aux enchères;2° le volume maximum au prix maximum. § 2. Ces deux volumes sont déterminés en cinq étapes : 1° la charge moyenne pendant les situations de pénurie simulées est prise comme référence.Pour le volume requis dans une mise aux enchères, elle est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7. Pour le volume maximum au prix maximum, elle est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7, mais pour lequel il est tenu compte du niveau de sécurité d'approvisionnement visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, adapté par le facteur de correction X, visé à l'article 4, § 3; 2° un volume correspondant au besoin en réserves d`équilibrage est ajouté à la charge visée au 1° ;3° la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est retranchée du volume visé au 1°.Pour le volume requis dans une mise aux enchères, la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7. Ce volume est le volume cible. Pour le volume maximum au prix maximum, la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7, mais pour lequel il est tenu compte du niveau de sécurité d'approvisionnement visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
\n29/04/1999 pub.
\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, adapté par le facteur de correction X, visé à l'article 4, § 3; 4° la capacité non éligible, calculée selon le § 3, et la capacité contractée lors des enchères précédentes, calculée selon le § 4, sont retirées du volume cible;5° pour la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité, un volume à réserver pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité est retranché sur la base de la méthodologie visée au paragraphe 5.La même réduction et réservation sont appliquées, par frontière, au pro rata, au volume maximal requis dans les pré-enchères pour la capacité étrangère indirecte quatre ans avant la période de fourniture de capacité, visée à l'article 14. § 3.
\nLa capacité non éligible est calculée en multipliant la puissance de référence nominale de chaque unité non éligible par le facteur de réduction approprié, défini à l'article 13. Dans le cadre de la détermination de la courbe de demande, il est pris comme hypothèse que les capacités suivantes sont non éligibles : les éoliennes terrestres, les éoliennes sur mer et les installations d'énergie solaire, ainsi que les centrales de cogénération (pour les unités connectées au réseau de transport, uniquement celles qui, selon les données fournies par l'AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité), les centrales de biomasse (pour les unités connectées au réseau de transport uniquement celles qui, selon les données fournies par l'AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité), et les centrales d'incinération de déchets (pour les unités connectées au réseau de transport, uniquement celles qui, selon les données fournies par l' AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité).
\nUne actualisation de cette hypothèse sera effectuée après la préqualification selon les règles de fonctionnement. § 4. La capacité contractée lors des enchères précédentes est définie par la capacité contractée de chaque unité du marché pour la période de fourniture de capacité, mentionnée dans le contrat de capacité. § 5. La capacité nécessaire pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures en moyenne, est déterminée, pour chaque bloc de 100 MW, par le nombre d'heures moyen nécessaire pour respecter le critère de la sécurité d'approvisionnement sur la base de la courbe de durée de la demande (« load duration curve »). Il s'agit des heures dont une certaine capacité a besoin pour couvrir la consommation maximale d'électricité.
\nCHAPITRE 5. - Facteurs de réduction Art. 12.§ 1er. Le gestionnaire du réseau réalise une simulation du marché de l'électricité, afin de déterminer les paramètres visés à l'article 6, § 2, ainsi que l'ajout de la capacité supplémentaire, visé à l'article 6, § 1. § 2. La simulation se base sur les sections pertinentes de la méthodologie d'évaluation de l'adéquation des ressources européennes référencée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943, sous réserve que cette méthodologie ait été approuvée au moment de la simulation, conformément à l'article 27 du Règlement (UE) 2019/943. § 3. La simulation applique les exigences décrites dans la méthodologie visée au § 2, au scénario de référence visé à l'article 3, § 7, dans la mesure où elles sont implémentées dans l'évaluation de l'adéquation des ressources la plus récente publiée par REGRT au moment de la sélection du scenario de référence, visée à l'article 3, § 7. § 4.
\nLa simulation fournit la répartition horaire de la production par technologie ainsi que la position nette de la zone de réglage belge et, a minima, de l'ensemble des zones de réglage qui lui sont directement reliées électriquement.
\n§ 1er. Pour la détermination des facteurs de réduction, les technologies (connectées à la zone de réglage belge et sur l'ensemble des zones directement reliées électriquement à la zone de réglage belge) susceptibles de participer au mécanisme de rémunération de capacité sont classées dans l'une des catégories suivantes: 1° les catégories d'accords de niveau de service: cette catégorie inclut la réponse du marché y compris la participation active de la demande, les technologies de stockage à petite échelle et les groupes de secours permettant l'îlotage, de manière individuelle ou agrégée; elle est également accessible par choix à toutes les technologies sans programme journalier; 2° les technologies thermiques avec programme journalier : cette catégorie inclut a minima les turbines gaz-vapeur, les turbines à gaz, les turbojets, les moteurs au gaz autonomes, les moteurs diesel autonomes, les centrales de cogénération, les centrales à biomasse et les installations d'incinération des déchets ainsi que les centrales nucléaires et les centrales à charbon;3° les technologies à énergie limitée avec programme journalier : cette catégorie inclut a minima les technologies de stockage à grande échelle ainsi que les installations de pompage-turbinage;4° les technologies dépendantes des conditions climatiques : cette catégorie inclut a minima les éoliennes terrestre, les éoliennes en mer, les installations à l'énergie solaire et les centrales hydraulique au fil de l'eau, avec programme journalier, ainsi que celles sans programme journalier qui ont fait le choix de ne pas participer à une catégorie d'agrégation visée à l'article 13, § 1, 1° ;5° les technologies thermiques sans programme journalier: cette catégorie inclut a minima les centrales de cogénération utilisant de la biomasse, les centrales à biomasse, les installations d'incinération des déchets et les centrales de cogénération au gaz, pour autant que le choix ait été fait de ne pas participer à une catégorie d'agrégation visée à l'article 13, § 1, 1°. § 2 Pour les catégories d'accords de niveau de service, les données d'entrée de la simulation sont d'abord divisées en sous-catégories, représentées par différents accords de niveau de service, sur la base de la contrainte de durée d'activation ou de toute autre contrainte technique définie dans le rapport visé à l'article 6, § 2. Les facteurs de réduction de chaque accord de niveau de service sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de chaque accord de niveau de service pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée associée à chaque accord de niveau de service. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 3.
\nLes facteurs de réduction des technologies thermiques avec programme journalier sont déterminés, pour chaque technologie, en soustrayant le taux d'arrêt fortuit, basé sur des données historiques et exprimé en pourcentage, de cent pourcent. § 4. Les facteurs de réduction des technologies à énergie limitée avec programme journalier sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie applicable. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 5. Les facteurs de réduction des technologies dépendantes des conditions climatiques sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie applicable.
\nLa contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 6. Les facteurs de réduction des technologies thermiques sans programme journalier sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. Les facteurs de réduction des technologies thermiques sans programme journalier sont déterminés sur la base des données de mesure disponibles. Si ces données de mesure nécessaires sont jugées insuffisantes par le gestionnaire du réseau, les facteurs de réduction sont déterminés en divisant la contribution maximale des technologies thermiques sans programme journalier pendant les situations de pénurie simulées sur la base des données disponibles par la puissance de référence nominale agrégée.
\nLa contribution maximale est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12.
\n§ 1er. La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes d'une zone de réglage est définie par le gestionnaire du réseau, pour chaque zone de réglage directement reliée électriquement à la zone de réglage belge, en conformité avec l'article 26 du Règlement (UE) 2019/943. § 2. Le gestionnaire du réseau détermine la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères sur la base de la recommandation du centre de coordination régional, conformément à l'article 26, alinéa 7, du Règlement (UE) 2019/943. Si cette recommandation n'est pas disponible, la contribution de chaque zone de réglage directement reliée électriquement à la Belgique est déterminée par la contribution de ces zones pendant les situations de pénurie simulées, sur la base des résultats de la simulation visée à l'article 12. § 3 La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes est exprimée en puissance [MW]. § 4. La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes d'une zone de réglage tient compte de la manière dont les échanges transfrontaliers sont modélisés sur le marché. Il est soit basé sur les flux, soit basé sur la capacité nette de transfert avec la zone de réglage belge. § 5. La contribution d'une zone de réglage dans une approche fondée sur les flux incluant la zone de réglage belge et pour une heure spécifique : 1° pour les zones de réglage en situation d'exportation, est déterminée par la position nette de la zone de réglage belge multipliée par le rapport entre la position nette de la zone de réglage en situation d'exportation et la somme des positions nettes de l'ensemble des zones de réglage en situation d'exportation;et 2° pour les zones de réglage en situation d'importation, est nulle. § 6.
\nLa contribution d'une zone de réglage dans une approche fondée sur la capacité nette de transfert avec la zone de réglage belge et pour une heure spécifique : 1° est déterminée par l'échange commercial si cet échange commercial est dirigé de la zone de réglage étrangère vers la zone de réglage belge;2° est nulle dans le cas contraire. CHAPITRE 6. - Prix maximum intermédiaire Art. 15.Le prix maximum intermédiaire est le prix maximum qui s'applique aux offres pour une unité du marché de capacité relevant de la catégorie de capacité associée à un contrat de capacité couvrant une seule période de fourniture de capacité.
\n§ 1er. Le prix maximum intermédiaire (en /MW/an) est égal au « missing-money » de la technologie ayant le « missing-money » le plus élevé parmi les technologies reprises dans la liste réduite de technologies existantes visées à l'article 18, § 1. § 2. Le « missing-money » est calculé pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, selon la formule visé à l'article 20, en tenant compte de l'estimation des coûts visée à larticle 18 et de l'estimation des revenus visées à l'article 19
\n§ 1er. En concertation avec la commission, le gestionnaire du réseau fait réaliser par un expert indépendant une étude qui a comme objectif la détermination des coûts des technologies qu'il juge pertinentes pour la détermination du prix maximal intermédiaire. Une technologie est jugée pertinente pour la détermination du prix maximum intermédiaire si elle peut raisonnablement être disponible pour la période de fourniture de capacité visée afin de contribuer réellement à la sécurité d'approvisionnement, elle est susceptible d'être l'une des technologies les moins rentables et si elle est conforme aux limites relatives aux émissions de CO2 visées à l'article 22, alinéa 4 du Règlement (UE) 2019/943 et à toute autre limite légale L'étude de l'expert indépendant est mise à jour en cas d'évolutions significatives du marché ou des conditions technologiques et au moins tous les trois ans. § 2. Pour chaque technologie existante comprise dans l'étude, les éléments nécessaires pour déterminer les coûts suivants sont fournis : 1° les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (en /MW/an), y compris les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année, le cas échéant;2° les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en /MW/an);3° les coûts variables opérationnels et de maintenance (en /MWh).
\n§ 1er. Le gestionnaire du réseau détermine, sur la base de l'étude visée à l'article 17, après la consultation publique visée à l'article 5, une liste réduite de technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles et qui seront considérées pour la détermination du prix maximal intermédiaire. § 2. Pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles visée à l'article 18, § 1er, le gestionnaire du réseau évalue, sur base de l'étude visée à l'article 17, les éléments de coûts suivants pour la période de fourniture de capacité à laquelle se réfère le prix maximum intermédiaire: 1° les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (en /MW/an), y compris les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année, le cas échéant;2° les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en /MW/an);3° les coûts variables opérationnels et de maintenance, autre que des coûts de carburants et des coûts de CO2 visés aux points 4° et 5° du présent paragraphe (en /MWh);4° les coûts de carburants (en /MWh);5° les coûts de CO2 (en /tCO2);6° les coûts d'activation liés aux tests de disponibilité (en /MWh) prévus dans les règles de fonctionnement visées par l'article 7undecies, § 12 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 3. L'estimation des éléments de coûts est mise à jour annuellement. Art. 19.§ 1er. Pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, le gestionnaire du réseau évalue les composants de revenus suivants pour la période de fourniture de capacité à laquelle se réfère le prix maximum intermédiaire: 1° les rentes inframarginales annuelles (en /MW/an);2° les revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage (en /MW/an). § 2. L'estimation des rentes inframarginales annuelles: 1° est déterminée sur base d'une simulation du marché de l'électricité visée à l'article 12;2° prend en compte le scénario de référence visé à l'article 3, § 7;3° correspond aux revenus de la médiane (P50), tenant en compte le niveau du prix d'exercice applicable visé à l'article 26, diminué par les coûts variables tels que déterminés dans l'estimation des composants de coûts visée à l'article 18, § 2, 3° à 5°.Les recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique du prix maximum intermédiaire. § 3. L'estimation des revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage : 1° est évaluée pour chaque technologie qui est incluse dans la liste réduite des technologies éligibles visé à l'article 18 § 1;2° correspond avec les coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire du réseau pour les services destinés au réglage de l'équilibre, sur la base des trente-six derniers mois;3° tient compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la participation à ces services auxiliaires, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage. § 4. L'estimation des composants de revenus est mise à jour annuellement.
\nPour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, le gestionnaire du réseau calcule le « missing-money » selon les étapes suivantes : 1° Dépenses d'investissements visés à l'article 18, § 2, 1° ;2° Augmenté par les coûts visés à l'article 18, § 2, 2° ;3° Augmenté, pour les technologies avec un coût variable élevé, par le coût d'activation visés à l'article 18, § 2, 6° ;4° Diminué par les rentes visées à l'article 19, § 1, 1° ;5° Diminué par les revenus visés à l'article 19, § 1, 2° ;6° Le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé à l'article 13;7° Le résultat final est augmenté d'une marge d'incertitude de 5%. CHAPITRE 7. - Dérogation au prix maximum intermédiaire Art. 21.§ 1er. Un demandeur de dérogation est autorisé à demander, pour la mise aux enchères de 2021 à laquelle il souhaite participer, par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, une dérogation au prix maximum intermédiaire visé à l'article 15, selon la procédure décrite dans cet article Dans ce cadre le gestionnaire de réseau publie, au plus tard le 15 mai 2021, un tableau qui, pour chaque technologie installée dans la zone de réglage belge pour laquelle un facteur de réduction est calculé conformément à l'article 13, § 1er, reprend les hypothèses relatives aux coûts marginaux qui sont pris en compte pour le calcul des rentes inframarginales annuelles. § 2. Le demandeur de dérogation introduit, par voie électronique, au maximum une demande par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées auprès du gestionnaire de réseau, au plus tôt le 16 juillet 2021 et au plus tard trente jours ouvrables avant le dernier jour où des offres sont admises, tel que défini à l'article 7undecies, § 10, premier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.
\nLes conditions de forme de cette demande sont établies par la commission et mises à disposition sur le site Internet de la commission au plus tard le 15 mai 2021. Cette demande comprend au moins les éléments suivants : 1° l'identification de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, via un numéro d'identification unique provenant de la procédure de préqualification telle que définie dans les règles de fonctionnement, et la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;2° une estimation et une description précises, ou une description de l'absence, le cas échéant, des composants de coûts suivants en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande : a) scindés le cas échéant par point de livraison, les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en /an), en ce compris la spécification supplémentaire de tarifs de réseau fixes et des coûts d'activation pour les tests de disponibilité demandés par Elia tels que définis dans les règles de fonctionnement si ceux-ci sont jugés pertinents, complétés, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;b) les coûts fixes liés à la gestion d'un portefeuille de points de livraison pertinents pour opérer sur le marché de l'énergie (en /an) par l'unité de marché de capacité concernée, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande;c) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale, y compris, le cas échéant, les provisions pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année (en /an), complétées, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;d) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements non récurrentes annualisées pertinentes pour la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande (en /an);e) les coûts variables pour l'offre d'énergie (en /MWh), en ce compris la spécification supplémentaire, le cas échéant, des éléments suivants au moins qui sont inclus dans ces coûts variables : les coûts opérationnels et d'entretien variables, en ce compris les tarifs de réseau variables s'ils sont jugés pertinents, le facteur d'efficacité ou, en cas de systèmes de stockage, la « round-trip efficiency »;f) Pour une offre agrégée, la différence entre la capacité offerte et la somme de la capacité installée des différents points de livraison;g) les frais de démarrage ou les coûts d'activation fixes en précisant le coût par démarrage ou activation, à l'exclusion des frais relatifs au combustible purement nécessaire au démarrage (en /démarrage ou en /activation), complété, le cas échéant, par une indication du type et de la quantité de combustible purement nécessaire au démarrage (en GJ/démarrage).
\nPour chaque investissement, les données suivantes doivent à tout le moins être fournies : les dépenses d'investissement totales, les dépenses de financement, en ce compris le coût moyen pondéré du capital, la durée de vie économique de l'investissement, la motivation relative à la pertinence pour la fourniture du service, l'année de réalisation de l'investissement et le coût annualisé qui en découle.
\nLes dépenses d'investissements non récurrentes éligibles pour le calcul du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, sont les dépenses d'investissement initiales et non récurrentes qui sont commandées à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité et qui sont effectuées au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de fourniture de capacité. 3° le cas échéant, une estimation et une description précises des revenus (en /an) en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, autres que les rentes inframarginales annuelles et les revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage visés au paragraphe 8, 3° et 4°, tels que par exemple, mais pas nécessairement limités aux revenus liés à la vapeur et/ou à la chaleur;4° le cas échéant, une estimation précise des restrictions opérationnelles liées à l'exploitation qui ont un impact sur la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, et une description de l'impact de ces restrictions sur les revenus, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, telles que par exemple, mais pas nécessairement limitées aux : restrictions d'énergie, restrictions d'activation, moments de maintenance prévus, restrictions « must run »;5° une estimation et un calcul précis du « missing-money » (en /MW/an) de l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande.
\nLes composants délivrés par le demandeur de dérogation visés au point 2° à 4° pour soutenir sa demande, doivent être spécifiques à l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 3. Le gestionnaire de réseau contrôle l'exhaustivité de la demande et il informe le demandeur de dérogation par voie électronique du résultat de son contrôle d'exhaustivité dans les vingt jours ouvrables suivant la réception de la demande. En cas de demande incomplète, le demandeur de dérogation a la possibilité de compléter les informations manquantes. Si le demandeur de dérogation n'a pas complété sa demande dans les cinq jours ouvrables suivant la notification des résultats du contrôle d'exhaustivité par le gestionnaire de réseau, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.
\nSi la demande concerne une unité du marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, qui est (sont) attribuée(s), selon les dispositions de l'Arrêté royal fixant les seuils d'investissements et les critères d'éligibilité des coûts d'investissement, déterminé conformément à l'article 7undecies, § 9, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, à une catégorie de capacité associée à un contrat de capacité pour plus d'une seule période de fourniture de capacité, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.
\nLe gestionnaire de réseau informe le demandeur de dérogation du résultat du contrôle de la recevabilité. § 4. Si sa demande est considérée comme recevable par le gestionnaire de réseau, le demandeur de dérogation a le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui ne sont pas limités au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 5. Le gestionnaire de réseau transmet les demandes considérées comme recevables par voie électronique à la commission, au plus tard le dernier jour où des offres sont autorisés, tel que déterminé à l'article 7undecies, paragraphe 10, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 6. La commission évalue le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour laquelle un offre a été retenu dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande.
\nA cet effet, la commission évalue l'acceptabilité des composants de coûts, des revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus. Dans le cadre de cette évaluation, la commission peut demander un avis à un expert indépendant, dont l'expert indépendant visé à l'article 17, § 1er.
\nPour tous les composants de coûts, revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus, que la commission évalue comme inacceptable, la commission fixe une estimation alternative. § 7. La commission transmet le résultat de son évaluation visée au paragraphe 6, par voie électronique, au gestionnaire de réseau, au plus tard cinquante jours ouvrables suivant la publication des résultats de la mise aux enchères visée à l'article 7undecies, paragraphe 10, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. Sur la base de ces informations, le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu tel que décrit aux paragraphes 8 et 9. § 8. Le gestionnaire de réseau fournit à la commission, par voie électronique, le « missing-money » attendu qu'il a calculé, au plus tard cinquante jours ouvrables suivant la réception des résultats de l'évaluation de la commission visée au paragraphe 7.
\nCe calcul du « missing money » attendu se fait sur la base : 1° des composants de coûts fixes et variables, des dépenses d'investissements et des revenus autres que ceux du marché de l'énergie ou du marché des services auxiliaires, visés au paragraphe 2, 2° et 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6;2° du facteur de réduction de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, tel que déterminé dans la préqualification pour la mise aux enchères concernée;3° d'une estimation des rentes inframarginales annuelles (en /MW/an), sur la base : a) d'une simulation du marché de l'électricité tel que visé à l'article 12;b) du scénario de référence visé à l'article 4, paragraphe 7, lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;c) des revenus de la médiane (P50), limités au niveau du prix d'exercice, ou éventuellement au prix du marché indiqué motivé pour l'unité de marché de capacité sans un programme journalier ou des unités, s'il s'agit de capacités liées, applicable dans la période de fourniture visée par la mise aux enchères, telle que visée à l'article 26, diminués par les coûts variables et les coûts de démarrage ou les coûts d'activation fixes pour l'offre d'énergie, et compte tenu d'autres restrictions opérationnelles liées à l'exploitation visées respectivement au paragraphe 2, 2° et 4°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6;4° d'une estimation des revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage (en /MW/an) : a) évaluée sur la base de la technologie à laquelle appartient l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, à laquelle s'applique la demande;b) correspondant aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire de réseau des services d'équilibrage, sur la base des trente-six derniers mois;c) tenant compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la fourniture de ces services d'équilibrage, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus de la fourniture des services d'équilibrage. § 9.
\nLe gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu comme suit : 1° la somme des composants de coûts et des dépenses d'investissement visés au paragraphe 2, 2°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6, divisée par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités concernées s'il s'agit de capacités liées;2° diminué par les rentes visées au paragraphe 8, 3° ;3° diminué par les revenus visés au paragraphe 8, 4° ;4° diminué par les revenus visés au paragraphe 2, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 8, divisés par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités liées concernées s'il s'agit de capacités liées;5° le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé au § 8, 2°. § 10.
\nLes recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique des dérogations au prix maximum intermédiaire. § 11. La commission prend une décision en ce qui concerne le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour laquelle un offre a été retenu dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande. § 12. La commission accepte la dérogation au prix maximum intermédiaire si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé conformément au § 9, est supérieur au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 13. Si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé conformément au § 9, est inférieur ou égal au prix maximum intermédiaire, la commission communique au demandeur de dérogation son projet de décision pour que ce dernier puisse faire valoir ses observations dans un délai de 15 jours ouvrables.
\nSi, sur la base des observations formulées par le demandeur de dérogation, la commission est d'avis qu'elle doit revoir son évaluation alternative qu'elle a donné conformément au § 6, elle demande au gestionnaire de réseau de fournir, dans un délai de 30 jours ouvrables, un nouveau calcul du « missing-money » attendu de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, compte tenu de cette nouvelle évaluation alternative. § 14. La commission transmet sa décision au demandeur de dérogation et au gestionnaire de réseau, par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception, au plus tard vingt-cinq jours ouvrables suivant la réception, selon le cas, du calcul par le gestionnaire de réseau du « missing-money » attendu, conformément au § 8, ou § 13, deuxième alinéa. § 15.
\nAu plus tard dix jours ouvrables suivant la réception de la décision de la commission décrite au paragraphe 14, le gestionnaire de réseau adapte, pour chaque demande de dérogation au prix maximum intermédiaire refusée, de manière unilatérale le contrat de capacité concerné, en réduisant la rémunération de la capacité pour la transaction qui résulte de l'offre retenu en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou offres retenus en ce qui concerne les unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, au niveau du prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 16. La décision de la commission en ce qui concerne la demande de dérogation au prix maximum intermédiaire ne déroge pas au résultat de la mise aux enchères et elle ne donne aucun droit au fournisseur de capacité de mettre fin à un contrat de capacité. Art. 22.§ 1er. Un demandeur de dérogation est autorisé à demander, pour chaque mise aux enchères après 2021 à laquelle il souhaite participer, par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, une dérogation au prix maximum intermédiaire visé à l'article 15, selon la procédure décrite dans cet article.
\nDans ce cadre, le gestionnaire de réseau publie, au plus tard le 31 mars, un tableau qui, pour chaque technologie installée dans la zone de réglage belge pour laquelle un facteur de réduction est calculé conformément à l'article 13, § 1er, reprend les hypothèses relatives aux coûts marginaux qui sont pris en compte pour le calcul des rentes inframarginales annuelles. § 2. Le demandeur de dérogation introduit, par voie électronique, au maximum une demande par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées auprès du gestionnaire de réseau, au plus tard vingt jours ouvrables avant la date d'introduction ultime du dossier de préqualification mentionnée à l'article 7undecies, § 8, dernier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.
\nLes conditions de forme de cette demande sont établies par la commission et mises à disposition sur le site Internet de la commission au plus tard le 31 mars de l'année de la mise aux enchères.
\nCette demande comprend au moins les éléments suivants : 1° l'identification de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, telle que définie dans les règles de fonctionnement, et la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;2° une estimation et une description précises, ou une description de l'absence, le cas échéant, des composants de coûts suivants en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande : a) scindés le cas échéant par point de livraison, les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en /an), en ce compris la spécification supplémentaire de tarifs de réseau fixes et des coûts d'activation pour les tests de disponibilité demandés par Elia tels que définis dans les règles de fonctionnement si ceux-ci sont jugés pertinents, complétés, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;b) les coûts fixes liés à la gestion d'un portefeuille de points de livraison pertinents pour opérer sur le marché de l'énergie (en /an) par l'unité de marché de capacité concernée, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande;c) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale, y compris, le cas échéant, les provisions pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année (en /an), complétées, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;d) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements non récurrentes annualisées pertinentes pour la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande (en /an);e) les coûts variables pour l'offre d'énergie (en /MWh), en ce compris la spécification supplémentaire, le cas échéant, des éléments suivants au moins qui sont inclus dans ces coûts variables : les coûts opérationnels et d'entretien variables, en ce compris les tarifs de réseau variables s'ils sont jugés pertinents, le facteur d'efficacité ou, en cas de systèmes de stockage, la « round-trip efficiency »;f) Pour une offre agrégée, la différence entre la capacité offerte et la somme de la capacité installée des différents points de livraison;g) les frais de démarrage ou les coûts d'activation fixes en précisant le coût par démarrage ou activation, à l'exclusion des frais relatifs au combustible purement nécessaire au démarrage (en /démarrage ou en /activation), complété, le cas échéant, par une indication du type et de la quantité de combustible purement nécessaire au démarrage (en GJ/démarrage).
\nPour chaque investissement, les données suivantes doivent à tout le moins être fournies : les dépenses d'investissement totales, les dépenses de financement, en ce compris le coût moyen pondéré du capital, la durée de vie économique de l'investissement, la motivation relative à la pertinence pour la fourniture du service, l'année de réalisation de l'investissement et le coût annualisé qui en découle.
\nLes dépenses d'investissements non récurrentes éligibles pour le calcul du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, sont les dépenses d'investissement initiales et non récurrentes qui sont commandées à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité et qui sont effectuées au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de fourniture de capacité. 3° le cas échéant, une estimation et une description précises des revenus (en /an) en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, autres que les rentes inframarginales annuelles et les revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage visés au paragraphe 8, 3° et 4°, tels que par exemple, mais pas nécessairement limités aux revenus liés à la vapeur et/ou à la chaleur;4° le cas échéant, une estimation précise des restrictions opérationnelles liées à l'exploitation qui ont un impact sur la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, et une description de l'impact de ces restrictions sur les revenus, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, telles que par exemple, mais pas nécessairement limitées aux : restrictions d'énergie, restrictions d'activation, moments de maintenance prévus, restrictions « must run »;5° une estimation et un calcul précis du « missing-money » (en /MW/an) de l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande.
\nLes composants délivrés par le demandeur de dérogation visés au point 2° à 4° pour soutenir sa demande, doivent être spécifiques à l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 3. Le gestionnaire de réseau contrôle l'exhaustivité de la demande et il informe le demandeur de dérogation par voie électronique du résultat de son contrôle d'exhaustivité dans les dix jours ouvrables suivant la réception de la demande. En cas de demande incomplète, le demandeur de dérogation a la possibilité de compléter les informations manquantes. Si le demandeur de dérogation n'a pas complété sa demande dans les cinq jours ouvrables suivant la notification des résultats du contrôle d'exhaustivité par le gestionnaire de réseau, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.
\nLe gestionnaire de réseau informe le demandeur de dérogation du résultat du contrôle de la recevabilité. § 4. Le gestionnaire de réseau transmet les demandes considérées comme recevables, par voie électronique, à la commission, avec mention du numéro d'identification unique venant de la procédure de préqualification, au plus tard deux jours ouvrables suivant la date d'introduction ultime du dossier de préqualification telle mentionnée à l'article 7undecies, paragraphe 8, dernier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 5. La commission évalue le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées.
\nA cet effet, la commission évalue l'acceptabilité des composants de coûts, des revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus. Dans le cadre de cette évaluation, la commission peut demander un avis à un expert indépendant, dont l'expert indépendant visé à l'article 17, § 1er.
\nPour tous les composants de coûts, revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus, que la commission évalue comme inacceptable, la commission fixe une estimation alternative. Si la commission est d'avis que des informations complémentaires sont souhaitables pour son évaluation, elle peut inviter le demandeur de dérogation à faire valoir ses observations dans un délai de 10 jours ouvrables suivant la réception de la demande d'informations complémentaires. Dans un même délai, la commission peut inviter le demandeur de dérogation à une audition pour expliquer sa demande. § 6. La commission transmet le résultat de son évaluation visée au paragraphe 5, par voie électronique, au gestionnaire de réseau, au plus tard trente-cinq jours ouvrables suivant la réception du dossier visé au § 4. Sur la base de ces informations, le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu tel que décrit aux paragraphes 7 et 8. § 7. Le gestionnaire de réseau fournit à la commission, par voie électronique, le « missing-money » attendu qu'il a calculé, au plus tard vingt-cinq jours ouvrables suivant la réception des résultats de l'évaluation de la commission visée au paragraphe 5.
\nCe calcul du « missing money » attendu se fait sur la base : 1° des composants de coûts fixes et variables, des dépenses d'investissements et des revenus autres que ceux du marché de l'énergie ou du marché des services auxiliaires, visés au paragraphe 2, 2°, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5;2° du facteur de réduction de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, tel que déterminé dans la préqualification pour la mise aux enchères concernée;3° d'une estimation des rentes inframarginales annuelles (en /MW/an), sur la base : a) d'une simulation du marché de l'électricité tel que visé à l'article 12;b) du scénario de référence visé à l'article 4, paragraphe 7, lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;c) des revenus de la médiane (P50), limités au niveau du prix d'exercice, ou éventuellement au prix du marché indiqué motivé pour l'unité de marché de capacité sans un programme journalier ou des unités, s'il s'agit de capacités liées, applicable dans la période de fourniture visée par la mise aux enchères, telle que visée à l'article 26, diminués par les coûts variables et les coûts de démarrage ou les coûts d'activation fixes pour l'offre d'énergie, et compte tenu d'autres restrictions opérationnelles liées à l'exploitation visées respectivement au paragraphe 2, 2° et 4°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5;4° d'une estimation des revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage (en /MW/an) : a) évaluée sur la base de la technologie à laquelle appartient l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, à laquelle s'applique la demande;b) correspondant aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire de réseau des services d'équilibrage, sur la base des trente-six derniers mois;c) tenant compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la fourniture de ces services d'équilibrage, afin d'éviter des doubles comptages entre les revenus inframarginaux sur le marché de l'énergie et les revenus de la fourniture des services d'équilibrage. § 8.
\nLe gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu comme suit : 1° la somme des composants de coûts et des dépenses d'investissement visés au paragraphe 2, 2°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5, divisée par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités concernées s'il s'agit de capacités liées;2° diminué par les rentes visées au paragraphe 7, 3° ;3° diminué par les revenus visés au paragraphe 7, 4° ;4° diminué par les revenus visés au paragraphe 2, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 7, divisés par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités liées concernées s'il s'agit de capacités liées;5° le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé au paragraphe 7, 2°. § 9.
\nLes recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique des dérogations au prix maximum intermédiaire. § 10. La commission prend une décision en ce qui concerne le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 11. La commission accepte la dérogation au prix maximum intermédiaire si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé par conformément au § 8, est supérieur au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 12. La commission transmet sa décision au demandeur de dérogation et au gestionnaire de réseau, par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception, au plus tard cinq jours ouvrables suivant la réception du calcul par le gestionnaire de réseau du « missing-money » attendu, conformément au § 8. § 13. Si la demande concerne une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, qui est (sont) classée(s) par la commission dans une catégorie de capacité associée à un contrat de capacité pour plus d'une seule période de fourniture de capacité conformément à l'arrêté royal fixant les seuils d'investissement et les critères pour les dépenses d'investissement éligibles, déterminé conformément à l'article 7undecies, § 9, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la demande est rejetée par la commission. § 14. Si la demande est acceptée par la commission, le demandeur de dérogation a le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui sont limités au « missing-money » mentionné au § 2, 5°. § 15. Si la demande est rejetée par la commission sur une autre base que § 13, le demandeur de dérogation qui souhaite encore introduire une offre dans la mise aux enchères qui est supérieure au prix maximum intermédiaire déterminé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, doit introduire un recours conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. La déclaration dans laquelle le demandeur de dérogation confirme qu'il introduira un tel recours doit être transmise au gestionnaire de réseau et à la commission au plus tard deux jours ouvrables avant la date d'introduction ultime des offres visée à l'article 7undecies, § 10. La transmission de la déclaration donne le demandeur de dérogation le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui sont limités au « missing-money » mentionné au § 2, 5°. § 16. S'il n'a pas été introduit de recours en temps utile conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, ou s'il a été introduit un recours en temps utile conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, au plus tard dix jours ouvrables suivant la notification de la décision passée en force de chose jugée confirmant le rejet de la demande par la commission, le gestionnaire de réseau adapte de manière unilatérale le contrat de capacité concerné, en réduisant la rémunération de la capacité pour la transaction qui résulte de l'offre retenu en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou offres retenus en ce qui concerne les unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, au niveau du prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 17. La réduction mentionnée à l'alinéa précédent ne déroge pas au résultat de la mise aux enchères et elle ne donne aucun droit au fournisseur de capacité de mettre fin à un contrat de capacité. CHAPITRE 8. - Prix de référence et prix d'exercice Art. 23.§ 1er. Pour une unité du marché de capacité, le prix de référence et le prix d'exercice d'une capacité contractée s'appliquent dans l'obligation de remboursement visée à l'article 7undecies, § 11 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer pour tout moment de la période de fourniture de capacité. § 2. L'obligation de remboursement s'entend en euro par heure (/h). § 3. Les modalités de l'obligation de remboursement sont établies dans les règles de fonctionnement et sont décrites plus en détail dans le contrat de capacité. § 4. L'obligation de remboursement est déterminée par transaction d'une unité dans le marché de capacité. § 5. Les unités du marché de capacité (partiellement ou entièrement) indisponibles sont exemptées à raison de l'indisponibilité justifiée d'obligation de remboursement à hauteur de leur indisponibilité comme déterminée selon les règles de fonctionnement : 1° L'indisponibilité concernée doit être communiquée au gestionnaire du réseau avant la détection des moments pendant lesquels le monitoring de la disponibilité des unités du marché de capacité a lieu suivant les règles de fonctionnement.2° Un ratio de disponibilité est défini par la proportion de la capacité disponible au sens de l'obligation de disponibilité visée à l'article 7undecies, § 11 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer par rapport à la capacité contractée totale (comme définie dans les règles de fonctionnement), calculée par unité. § 6. L'obligation de remboursement résulte de la multiplication de: - la différence positive entre le prix de référence visé aux articles 24 et 25 et le prix d'exercice visé à l'article 26 de l'heure considérée; - par la capacité contractée pour cette même heure; - par le ratio de disponibilité d'une unité du marché de capacité à une heure considérée correspondant à la prise en compte des indisponibilités programmées ou non de l'unité du marché de capacité dans l'obligation de remboursement. § 7. Pour les unités du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s), l'obligation de remboursement sur la transaction ou les transactions de l'unité du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s) s'applique pour toute heure considérée dans la période de fourniture de capacité pour laquelle un calcul de capacité disponible prouvée est considéré selon les règles de fonctionnement. § 8.
\nPour les unités du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s), la capacité contractée divisée par le facteur de réduction de la transaction se substitue à la capacité contractée dans l'obligation de remboursement du § 6°. § 9. Les obligations de remboursement liées à des transactions du marché primaire ou du marché secondaire pour lesquelles les périodes de transaction concernent une ou plusieurs périodes de fourniture complètes (comme défini dans les règles de fonctionnement) pendant une période de fourniture de capacité font l'objet d'un mécanisme de limitation des pertes (`Stop-Loss'). Cela signifie que l'obligation de remboursement d'une telle transaction ne peut être supérieure à la somme des rémunérations de capacité de la transaction concernée (comme défini dans les règles de fonctionnement) pour cette unité du marché de capacité sur cette même période de fourniture de capacité. § 10.
\nAprès la première mise aux enchères au printemps 2022, et après tous les deux ans, la Direction générale de l'Energie effectue une analyse technico-économique qui examine les offres et le résultat des enchères. L'effet de l'obligation de remboursement y sera spécifiquement examiné. La Direction générale de l'Energie soumet l'analyse à une consultation publique. L'analyse et le rapport de consultation sont soumis par la DG Energie pour avis à la commission et au gestionnaire de réseau, qui transmettent leur avis au ministre de l'Energie dans les trente jours suivant réception de l'analyse et du rapport de consultation.
\nLe prix de référence d'une unité du marché de capacité est observé pour chaque heure de l'obligation de remboursement dans le couplage unique journalier tel que décrit à l'article 25 et s'entend en euros par MWh pour une période considérée
\n§ 1er. Le prix de référence appliqué dans le calcul de l'obligation de remboursement d'une unité du marché de capacité est observé dans le prix du couplage unique journalier du NEMO choisi opérant en Belgique dans le marché de l'électricité sur l'horizon des produits définis dans le couplage unique journalier. § 2. Les modalités du prix de référence relatives entre autres aux choix, modification, remplacement en cas de données manquantes ou de cessation de l'activité du NEMO choisi sont établies dans les règles de fonctionnement. § 3. Le prix de référence qui est appliqué pour les capacités étrangères indirectes est déterminé selon les règles fixés dans l'Arrêté Royal relatif à l'établissement des critères de recevabilité visés à l'article 7undecies, § 8, alinéa 1er, 3°, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 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, en ce qui concerne des conditions et modalités auxquelles les détenteurs de capacité étrangère indirecte peuvent participer à la procédure de préqualification dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité et suit les principes de § 1 et § 2 appliquées sur l'Etat membre européen limitrophe en question.
\n§ 1er. Un prix d'exercice s'applique pour le calcul de l'obligation de remboursement à toutes les transactions contractées la même année. § 2. Pour les capacités contractées couvrant plus d'une période de fourniture de capacité, le prix d'exercice est mis à jour dès la deuxième période de fourniture de capacité sur base d'un index de l'évolution du prix de l'énergie électrique belge dont les modalités de calcul sont définies dans les Règles de fonctionnement et/ou dans le contrat de capacité. § 3. Le prix d'exercice d'une unité de marché de capacité sans programme journalier pour la période considérée est la valeur maximale entre le prix d'exercice de la capacité contractée et le prix de marché déclaré. Le prix de marché déclaré sur cette période considérée est égal au prix sur le couplage unique journalier au-dessus duquel le fournisseur de capacité a déclaré que l'unité du marché de capacité livrerait de l'énergie dans le marché d'énergie, conformément aux règles de fonctionnement. Les règles de fonctionnement prévoient, via les règles en matière de monitoring de la disponibilité des capacités, les stimulants nécessaires pour obtenir une reproduction correcte du prix du marché indiqué
\n§ 1er. La méthodologie de calibration du prix d'exercice consiste à définir une mise à jour du niveau du prix d'exercice dans une plage prédéfinie, garantissant qu'un volume de capacité raisonnable est offert dans le couplage unique journalier et sélectionné dans le couplage unique journalier ceci avant d'avoir atteint le prix d'exercice. Pour évaluer ce niveau de prix d'exercice, une fenêtre roulante sur les prix historiques du couplage journalier unique est utilisée et complétée par des considérations supplémentaires du marché de l'énergie La méthodologie consiste en: En première étape, collecter les courbes historiques horaires d'offres élastiques (MW; /MWh) et de demandes élastiques (MW; /MWh) qui reprennent l'ensemble des offres soumis dans le marché de couplage unique journalier de tous les NEMOs des trois périodes hivernales précédentes, exceptés les offres en deçà ou égaux au prix de zéro et ceux au prix maximal autorisé. Tous les types offres soumis sont considérés dans la mesure des possibilités techniques de traitement de ceux-ci.
\nAvant d'utiliser de telles données, en deuxième étape, un pré-filtrage pertinent est effectué pour être cohérent avec les moments les plus pertinents de l'adéquation et pour s'y focaliser. Seules les heures de pointe hebdomadaires des trois périodes hivernales précédentes sont utilisées.
\nEn troisième étape, une compilation de ces données est effectuée pour construire une courbe agrégée cumulant les courbes d'offres et de demandes triées par niveau de prix pour chacune des heures de pointe sur les trois périodes hivernales, indiquant la participation de capacités au couplage journalier unique (exprimée en volume) en fonction du niveau de prix.
\nEn quatrième étape, une courbe moyenne des courbes agrégées est construite par période hivernale.
\nEn cinquième étape, la courbe moyenne sur la période hivernale est normalisée sur la base du volume total moyen horaire de la période hivernale.
\nLe volume total moyen horaire sur la période hivernale considérée est le point ayant la puissance la plus élevée observée sur la courbe moyenne sur la période hivernale.
\nEn sixième étape, la courbe de calibration du prix d'exercice est construite sur la base d'une moyenne pondérée des courbes moyennes des périodes hivernales précédentes. La moyenne pondérée se fait sur la base du volume total moyen horaire de chacune des courbes moyennes. § 2. Le prix d'exercice calibré est sélectionné sur la courbe de calibration, à un point situé entre un minimum de 75 pourcent et maximum de 85 pourcent.
\nLe prix d'exercice choisi prend en ordre de considérations: 1° les couts variables des unités avec programme journalier dans le marché de telle sorte que ceux-ci se trouvent en deçà du prix d'exercice choisi et sont déterminés sur base de la simulation du marché de l'électricité visée à l'article 12;2° la forme de la courbe de calibration;3° les évolutions du marché de l'énergie;4° la stabilité du prix d'exercice au cours du temps;5° une chance raisonnable que le prix d'exercice soit atteint par le prix de référence. CHAPITRE 9. - Dispositions finales Art. 28.A titre transitoire, pour la première enchère il peut être dévié du calendrier déterminé dans les chapitres 2 jusqu'à 6 de cet arrêté, pour autant que cela n'implique pas de déviations au calendrier déterminé dans l'article 7undecies de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom.
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\n11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. Art. 29.Le présent arrêté entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur belge. Art. 30.Le ministre qui a l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.
\nDonné à Bruxelles, le 28 avril 2021.
\nPHILIPPE Par le Roi : La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN