← België

Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemeen model voor de berekening van de t

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09 COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS BESLISSING (B)101026-CDC-997 over de „aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge en betreffende de methodes voor congestiebeheer voor energie-uitwisselingen met het Franse en het Nederlandse net, zoals vastgelegd in het kader van de marktkoppeling van de Centraal West-Europese regio‟ genomen met toepassing van artikel 5.2 van Verordening (EG) 1228/2003 en van de artikelen 176, §2 en 180, §2 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe 26 oktober 2010 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt hierna, op basis van artikel 5, §2, van Verordening (EG) 1228/2003 van het Europees Parlement en de Raad (hierna: de Verordening) van 26 juni 2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en van artikelen 176, §2 en 180, §2 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna: het technisch reglement), het voorstel van de NV Elia System Operator (hierna: Elia) betreffende het algemeen plan voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge op basis van de elektrische en fysieke eigenschappen van het net. Artikel 176, §2, van het technisch reglement bepaalt dat de door de netbeheerder toegepaste methodes voor de evaluatie van de overdrachtcapaciteit worden gepubliceerd en ter kennis van de CREG gebracht. Artikel 180, §2, van het technisch reglement bepaalt dat de methodes voor congestiebeheer, alsook de veiligheidsregels, de CREG ter goedkeuring worden ter kennis gebracht door de netbeheerder. Artikel 5, §2, van de Verordening (EG) bepaalt dat de door de transmissienetbeheerders gehanteerde veiligheids-, operationele en planningsnormen worden openbaar gemaakt. De gepubliceerde informatie omvat een algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge, een en ander gebaseerd op de elektrische en fysieke eigenschappen van het net. Dergelijke modellen moeten door de regelgevende instanties worden goedgekeurd. Het voorstel betreffende het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge, dat aan de Belgische grenzen van toepassing is voor de dagcapaciteit, zoals vastgesteld in het raam van het CWE regionaal initiatief, werd door Elia ter kennis gebracht bij brief ontvangen op 2 september

  1. Deze beslissing is opgesplitst in vijf delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijke kader. In het tweede deel worden de antecedenten van de beslissing toegelicht. Het derde deel ontleedt de methodes voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge. Het vierde deel geeft de bezwaren van de CREG, de context van de beslissing en de afzwakkingsmaatregelen weer. Het vijfde deel, ten slotte, bevat de eigenlijke beslissing. 2/79 Een kopie van het voorstel van Elia betreffende het algemeen model voor de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge evenals het voorstel van nadere regels betreffende de bepaling van de dagcapaciteiten worden als bijlage bij deze beslissing gevoegd. Deze beslissing werd op 26 oktober 2010 door het directiecomité van de CREG via schriftelijke procedure aangenomen.  3/79 I. WETTELIJK KADER ...................................................................................................... 6 I.
  2. Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 26 juni 2003 houdende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 96/92/EG ......................................................................................... 6 I.
  3. Verordening (EG) Nr. 1228/2003 van het Europees Parlement en de Raad van 26 juni 2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit .......................................................................................................... 7 I.
  4. Richtsnoeren voor het beheer en de toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties tussen nationale systemen .................................. 8 I.
  5. De elektriciteitswet .................................................................................................14 I.
  6. Het technisch reglement .........................................................................................14 II. ANTECEDENTEN .........................................................................................................17 III. ANALYSE VAN DE METHODE INTERCONNECTIECAPACITEITEN VOOR DE BEREKENING VAN DE VOORGESTELD IN HET VAN DE KADER MARKTKOPPELING ............................................................................................................23 III.
  7. Algemeen ...............................................................................................................23 III.
  8. Theoretische beschouwingen .................................................................................25 III.2.1 Vereenvoudigd voorbeeld ...................................................................................25 III.2.2 Commerciële uitwisselingen................................................................................26 III.2.3 Wetten van de fysica ..........................................................................................26 III.2.4 Loop flow ............................................................................................................28 III.2.5 De congestie en de prioriteit van de uitwisselingen .............................................28 III.
  9. Analyse van het eerste deel van de voorgestelde methode van capaciteitsberekening: bilaterale berekening ....................................................................30 III.3.1 Beschrijving van de algemene ATC-methode .....................................................30 III.3.2 Methode toegepast op de Frans-Belgische grens ...............................................35 III.3.3 Methode toegepast op de Belgisch-Nederlandse grens ......................................38 III.3.4 Voorbeeld ter illustratie van de toepassing van de bilaterale methode ................40 III.3.5 Impact van de huidige methode op de grensoverschrijdende capaciteiten ..........45 III.
  10. Analyse van het tweede deel van de voorgestelde methode voor 4/79 capaciteitsberekening: gecoördineerde veiligheidscontrole ...............................................53 III.4.1 Inleiding ..............................................................................................................53 III.4.2 Het probleem van de vooraf gecongestioneerde scenario‟s ................................55 III.4.3 Beschrijving van de gecoördineerde controle......................................................57 III.4.4 Toepassing van de gecoördineerde controle ......................................................60 IV. Beoordeling van de voorgestelde methodeen temperende maatregelen ....................65 IV.
  11. Discriminatie .......................................................................................................65 IV.
  12. Weinig doeltreffend gebruik van het transmissienet ............................................67 IV.
  13. Geen toewijzing gebaseerd op de markt .............................................................68 IV.
  14. Onvoldoende regionale coördinatie.....................................................................69 IV.
  15. Context en temperende maatregelen ..................................................................71 IV.5.1 Invoering van een marktkoppeling gebaseerd op de stromen .............................71 IV.5.2 Voorstellen in verband met de modaliteiten voor de bepaling van de dagcapaciteiten.................................................................................................................72 IV.5.3 Studie over de afbakening van de zones ............................................................73 IV.5.4 Controle van de berekening ................................................................................74 IV.5.5 Publicatie van het algemene plan voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de betrouwbaarheidsmarge .........................................................75 BESLISSING .......................................................................................................................78 5/79 I. WETTELIJK KADER I.
  16. Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 26 juni 2003 houdende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 96/92/EG
  17. Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad van 26 juni 2003 houdende de gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 96/92/EG (hierna: richtlijn 2003/54/EG) legt in haar artikel 9.e) een algemene verplichting op volgens dewelke de netbeheerder de niet-discriminatie tussen gebruikers of categorieën van gebruikers van het net, meer bepaald ten gunste van zijn gelieerde maatschappijen, moet waarborgen. Richtlijn 2003/54/EG benadrukt in het bijzonder het principe van de niet-discriminerende toegang tot het transmissiesysteem in artikel 20.1, dat bepaalt dat de Lidstaten erop dienen toe te zien dat voor alle in aanmerking komende klanten een systeem van toegang voor derden tot de transmissie- en distributienetten wordt ingevoerd. Dit systeem, gebaseerd op gepubliceerde tarieven, moet objectief en zonder discriminatie tussen de gebruikers van het net worden toegepast. Artikel 20.2 van richtlijn 2003/54/EG bepaalt onder meer dat de transmissienetbeheerder de toegang kan weigeren als hij niet over de nodige capaciteit beschikt. Artikel 23.1.a) van richtlijn 2003/54/EG heeft betrekking op de regelgevende instanties en bepaalt dat ze, ten minste, verantwoordelijk moeten zijn voor het garanderen van nondiscriminatie, daadwerkelijke mededinging en een doeltreffende marktwerking wat betreft de voorschriften inzake het beheer en de toewijzing van koppelingscapaciteit, in overleg met de regelgevende instanties van de Lidstaten waarmee een koppeling bestaat. 6/79 I.
  18. Verordening (EG) Nr. 1228/2003 van het Europees Parlement en de Raad van 26 juni 2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit
  19. De CREG herinnert eraan dat, krachtens de bepalingen van artikel 249 van het Verdrag tot oprichting van de Europese Gemeenschap, verordening nr. 1228/2003 een algemene draagwijdte heeft, in al zijn elementen bindend is en rechtstreeks van toepassing is in iedere Lidstaat.
  20. Artikel 5.2 bepaalt dat « de door de transmissienetbeheerders gehanteerde veiligheids-, operationele en planningsnormen worden openbaar gemaakt. Dit omvat tevens een algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge, een en ander gebaseerd op de elektrische en fysieke eigenschappen van het net. Dergelijke modellen moeten door de regelgevende instanties worden goedgekeurd ».
  21. Artikel 6.1 preciseert dat de problemen inzake congestiebeheer worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktdeelnemers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Bovendien bepaalt dit artikel dat de netcongestieproblemen bij voorkeur moeten worden opgelost met van transacties losstaande methodes, d.w.z. methodes waarbij geen keuze moet worden gemaakt tussen de contracten van afzonderlijke marktdeelnemers.
  22. Artikel 6.3 bepaalt dat marktdeelnemers de beschikking krijgen over de maximale capaciteit van de koppelverbindingen en/of de maximale capaciteit van de transmissiesystemen waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd, met naleving van de voor een bedrijfszekere exploitatie van het net geldende veiligheidsnormen.
  23. Artikel 6.4 betreft het tijdschema van de nomineringen en de herverdeling van 7/79 de ongebruikte capaciteiten. Het bepaalt dat de marktdeelnemers de betrokken transmissienetbeheerders voldoende lang vóór de aanvang van de betrokken exploitatieperiode in kennis moeten stellen van hun voornemen om de toegekende capaciteit al dan niet te gebruiken. Elke ongebruikte toegekende capaciteit wordt opnieuw aan de markt toegekend volgens een open, transparante en niet-discriminerende procedure.
  24. Artikel 6.5 van verordening nr. 1228/2003 bepaalt dat, voor zover dit technisch mogelijk is, de transmissienetbeheerders de behoeften aan capaciteit voor elektriciteitsstromen in tegengestelde richting over de overbelaste koppellijn moeten vereffenen, teneinde de capaciteit van deze lijn maximaal te benutten. I.
  25. Richtsnoeren voor het beheer en de toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties tussen nationale systemen
  26. Overeenkomstig artikel 8

(4)van verordening nr. 1228/2003, besliste de Europese Commissie de in de bijlage van deze verordening nr. 1228/2003 opgenomen richtsnoeren voor het beheer en de toewijzing van beschikbare overdrachtscapaciteit op interconnecties (koppelverbindingen) tussen nationale systemen te wijzigen1. Aldus werd een nieuwe versie van de bijlage van kracht op 1 december 2006 (hierna: de nieuwe richtsnoeren). De bepalingen van deze nieuwe richtsnoeren die relevant zijn voor onderhavige beslissing worden hierna weergegeven. 1. ALGEMEEN […] 1.6. Bij congestiebeheer mag geen onderscheid worden gemaakt op basis van de 1 Zie beslissing van de Commissie van 9 november 2006 tot wijziging van de bijlage van verordening (EG) nr. 1228/2003 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, P.B.E.G., nr. L 312 van 11 november 2006, p. 59. 8/79 transactie. Een specifiek verzoek voor een transmissiedienst wordt enkel afgewezen wanneer aan alle onderstaande voorwaarden wordt voldaan:
  1. a)de extra fysieke elektriciteitsstromen die voortvloeien uit de aanvaarding van dit verzoek zouden tot gevolg hebben dat de veilige exploitatie van het elektriciteitssysteem niet langer kan worden gegarandeerd, en
  2. b)het met dat verzoek gemoeide bedrag aan geld in de congestiebeheer procedure is lager dan alle andere voor aanvaarding bedoelde verzoeken om dezelfde dienst en voorwaarden. 1.7. Bij het definiëren van passende netwerkgebieden waarop en waartussen congestiebeheer van toepassing is, moeten de transmissiesysteembeheerders zich laten leiden door de beginselen van rendabiliteit en minimalisering van de negatieve gevolgen voor de interne elektriciteitsmarkt. Concreet mogen transmissiesysteembeheerders de interconnectiecapaciteit niet beperken om congestie binnen hun eigen controlegebied op te lossen, behalve om de hierboven vermelde redenen en redenen van operationele veiligheid
(1). Indien een dergelijke situatie zich voordoet, moeten de transmissiesysteembeheerders ze beschrijven en alle gebruikers hiervan op transparante wijze in kennis stellen. Een dergelijke situatie wordt alleen getolereerd zolang geen oplossing op lange termijn is gevonden. De methoden en projecten waarmee zo‟n oplossing kan worden bereikt, worden door de transmissiesysteembeheerders beschreven en op transparante wijze aan de gebruikers gepresenteerd. 1.8. Wanneer het netwerk in het controlegebied in evenwicht wordt gebracht via operationele maatregelen in het netwerk en via redispatching, moet de transmissiesysteembeheerder rekening houden met het effect van deze maatregelen op naburige controlegebieden […] 1.10. De nationale regelgevende instanties zullen regelmatig de methoden voor congestiebeheer evalueren, waarbij zij met name aandacht zullen besteden aan de naleving van de beginselen en regels die in de verordening en de richtsnoeren zijn vastgelegd, en aan de voorwaarden die de regelgevende instanties zelf hebben vastgesteld op basis van die beginselen en regels. In het kader van een dergelijke evaluatie moeten alle marktspelers worden geraadpleegd en moeten gerichte studies worden uitgevoerd. 2. METHODEN VOOR CONGESTIEBEHEER 2.1 Methoden voor congestiebeheer moeten op de markt gebaseerd zijn, zodat een efficiënte 9/79 grensoverschrijdende handel wordt gefaciliteerd. Daarom zal capaciteit alleen worden toegewezen door expliciete (capaciteit) of impliciete (capaciteit en energie) veilingen. Beide methoden mogen worden gebruikt voor een en dezelfde interconnectie. Met betrekking tot intra-day handel is continuhandel mogelijk. […] 2.6. De transmissiesysteembeheerders stellen een passende structuur vast voor de toewijzing van capaciteit tussen verschillende tijdsbestekken. Hierin kan een optie zijn opgenomen om een minimumpercentage aan interconnectiecapaciteit te reserveren voor dagelijkse of “intra-day”-toewijzing. Deze toewijzingsstructuur moet worden beoordeeld door de respectievelijke regelgevende instanties. Bij het opstellen van hun voorstellen houden de transmissiesysteembeheerders rekening met:
  1. a)de kenmerken van de markten;
  2. b)de exploitatieomstandigheden, zoals de gevolgen van de vereffening van vaste programma‟s;
  3. c)het niveau van harmonisering van de percentages en tijdsbestekken die zijn goedgekeurd voor de verschillende geldende mechanismen voor de toewijzing van capaciteit. 2.7. Bij de toewijzing van capaciteit mag geen onderscheid worden gemaakt tussen marktdeelnemers die gebruik maken van hun recht om bilaterale leveringscontracten te sluiten en zij die een bod te doen op een energiebeurs. De capaciteit wordt toegewezen aan het hoogste bod, ongeacht of het een impliciet of expliciet bod binnen een gegeven tijdsbestek is. […] 3. COÖRDINATIE 3.1. De betrokken transmissiesysteembeheerders coördineren en implementeren de toewijzing van interconnectiecapaciteit aan de hand van gemeenschappelijke toewijzingsprocedures. Wanneer verwacht wordt dat de handel tussen twee landen (transmissiesysteembeheerders) een aanzienlijke invloed zal hebben op de fysieke stroom van elektriciteit in een derde land (transmissiesysteembeheerder), coördineren de betrokken transmissiesysteembeheerders hun congestiebeheermethodes via een gemeenschappelijke congestiebeheerprocedure. De nationale regelgevende instanties en de transmissiesysteembeheerders zien erop toe dat geen congestiebeheerprocedure unilateraal wordt opgezet die aanzienlijke gevolgen heeft voor de fysieke elektriciteitsstromen in andere netwerken. 10/79 3.2. Uiterlijk op 1 januari 2007 moet tussen landen in de volgende gebieden een gemeenschappelijke congestiebeheermethode en -procedure voor toewijzing van capaciteit aan de markt worden opgezet, en dit minstens voor de jaar-, maand- en “day-ahead”toewijzing:
  4. a)Noord-Europa (Denemarken, Zweden, Finland, Duitsland en Polen),
  5. b)Noordwest-Europa (Benelux, Duitsland en Frankrijk),
  6. c)Italië (d.w.z. Italië, Frankrijk, Duitsland, Oostenrijk, Slovenië en Griekenland),
  7. d)Centraal Oost-Europa (Duitsland, Polen, Tsjechië, Slowakije, Hongarije, Oostenrijk en Slovenië),
  8. e)Zuidwest-Europa (Spanje, Portugal en Frankrijk),
  9. f)VK, Ierland en Frankrijk,
  10. g)de Baltische staten (Estland, Letland en Litouwen). In geval van een interconnectie waarbij tot meerdere gebieden behorende landen betrokken zijn mag een andere congestiebeheermethode worden gebruikt ter verzekering van verenigbaarheid met de methoden die worden toegepast in de andere gebieden waartoe genoemde landen behoren. In dat geval stellen de betreffende transmissiesysteembeheerders de methode voor die ter beoordeling aan de betreffende regelgevende instanties zal worden voorgelegd. […] 3.4. In de zeven bovenvermelde gebieden worden verenigbare congestiebeheerprocedures vastgesteld om een volledig geïntegreerde interne Europese elektriciteitsmarkt tot stand te brengen. De marktpartijen mogen niet worden geconfronteerd met onverenigbare regionale systemen. 3.5. Ter bevordering van eerlijke en doeltreffende mededinging en grensoverschrijdende handel, dient de in punt 2 beschreven coördinatie tussen de transmissiesysteembeheerders binnen de gebieden alle stappen te bestrijken, gaande van capaciteitsberekening en optimalisering van toewijzing tot veilige exploitatie van het netwerk, en worden de verantwoordelijkheden duidelijk verdeeld. Deze coördinatie heeft met name betrekking op:
  11. a)het gebruik van een gemeenschappelijk transmissiemodel dat doeltreffend omspringt met fysieke loop flows en rekening houdt met de verschillen tussen fysieke en commerciële stromen;
  12. b)de toewijzing en nominering van capaciteit om doeltreffend om te springen met onderling afhankelijke fysieke loop flows;
  13. c)het gelijktrekken van de verplichtingen van capaciteithouders om informatie te verstrekken over het geplande gebruik van de capaciteit, d.w.z. de nominering van capaciteit (voor 11/79 expliciete veilingen);
  14. d)identieke tijdsbestekken en sluitingstijden;
  15. e)identieke structuren voor de toewijzing van capaciteit tussen verschillende tijdsbestekken (bv. 1 dag, 3 uren, 1 week, enz.) en in termen van verkochte capaciteitsblokken (hoeveelheid elektriciteit in MW, MWh, enz.);
  16. f)consequentheid wat het kader voor contracten met marktdeelnemers betreft;
  17. g)de verificatie van de stromen om te voldoen aan de eisen inzake netwerkbeveiliging voor operationele planning en real time exploitatie;
  18. h)de verrekening en de uitvoering van maatregelen inzake congestiebeheer. […] 4. TIJDSCHEMA VOOR MARKTOPERATIES 4.1. De toewijzing van de beschikbare transmissiecapaciteit dient voldoende lang van tevoren plaats te vinden. Vóór elke toewijzing maken de betrokken transmissiesysteembeheerders samen de toe te wijzen capaciteit bekend, indien nodig rekening houdend met de capaciteit die vrijkomt uit zekere transmissierechten en, voorzover relevant, de daarmee gepaard gaande vereffende nomineringen; ook het tijdsbestek waarbinnen beperkte of geen capaciteit beschikbaar zal zijn (bijvoorbeeld wegens onderhoud) wordt bekendgemaakt. 4.2. De nominering van transmissierechten dient, met volle aandacht voor de netwerkveiligheid, lang genoeg van tevoren plaats te vinden, en wel vóór de “day-ahead”sessies van alle relevante georganiseerde markten en vóór de bekendmaking van de capaciteit die zal worden toegewezen op basis van het “day-ahead”- of het “intra-day”toewijzingsmechanisme. Om doeltreffend gebruik te maken van de interconnectie worden nomineringen van transmissierechten in de omgekeerde richting vereffend. […] 5. TRANSPARANTIE 5.1. Transmissiesysteembeheerders publiceren alle relevante gegevens met betrekking tot de beschikbaarheid van het netwerk, de netwerktoegang en het netwerkgebruik, inclusief een verslag waarin wordt nagegaan waar en waarom er sprake is van congestie, welke methoden worden toegepast om de congestie te beheren en welke plannen er bestaan voor congestiebeheer in de toekomst. 5.2. Transmissiesysteembeheerders publiceren een algemene beschrijving van de 12/79 congestiebeheermethoden die in diverse omstandigheden worden toegepast om zoveel mogelijk capaciteit ter beschikking te stellen van de markt, alsook een algemeen systeem voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de verschillende tijdsbestekken, gebaseerd op de werkelijke elektrische en fysieke toestand van het netwerk. Een dergelijk systeem moet door de regelgevende instanties van de betrokken lidstaat worden beoordeeld. […] 5.5. De transmissiesysteembeheerders dienen alle relevante gegevens betreffende de grensoverschrijdende handel te publiceren op basis van de best mogelijke voorspelling. De betrokken marktdeelnemers verschaffen de transmissiesysteembeheerders de nodige informatie, zodat die aan hun verplichting kunnen voldoen. De wijze waarop deze informatie wordt gepubliceerd moet ter beoordeling aan de regelgevende instanties worden voorgelegd. De transmissiesysteembeheerders moeten minstens de volgende gegevens publiceren:
  19. a)jaarlijks: informatie over de langetermijnevolutie van de transmissie-infrastructuur en het effect ervan op de grensoverschrijdende transmissiecapaciteit;
  20. b)maandelijks: maand- en jaarvoorspellingen van de voor de markt beschikbare transmissiecapaciteit, rekening houdend met alle relevante informatie waarover de transmissiesysteembeheerder beschikt op het ogenblik van de berekening van de voorspelling (vb. de gevolgen van zomer en winter op de capaciteit van de lijnen, onderhoud aan het net, beschikbaarheid van productie-eenheden, enz.);
  21. c)wekelijks: voorspellingen van de voor de markt beschikbare transmissiecapaciteit voor de komende week, rekening houdend met alle informatie waarover de transmissiesysteembeheerder beschikt op het ogenblik van de berekening van de voorspelling, zoals de weersvoorspelling, gepland onderhoud aan het net, beschikbaarheid van productie-eenheden, enz.;
  22. d)dagelijks: voor de markt beschikbare “day-ahead”- en “intra-day”-transmissiecapaciteit voor elke tijdseenheid van de markt, rekening houdend met alle vereffende “day-ahead”nomineringen, “day-ahead”-productieschema‟s, vraagprognoses en gepland onderhoud aan het net;
  23. e)totale reeds toegewezen capaciteit per tijdseenheid van de markt en alle relevante omstandigheden waarin deze capaciteit kan worden gebruikt (bv. de toewijzingsprijs op de veiling, de verplichtingen inzake de wijze waarop de capaciteit moet worden gebruikt, enz.), teneinde alle resterende capaciteit te identificeren;
  24. f)de toegewezen capaciteit, zo snel mogelijk na elke toewijzing, en een indicatie van de betaalde prijs;
  25. g)de totale gebruikte capaciteit, per tijdseenheid van de markt, onmiddellijk na de nominering; 13/79
  26. h)zo dicht mogelijk bij de werkelijke tijd: verzamelde informatie over gerealiseerde commerciële en fysieke stromen, per tijdseenheid van de markt, inclusief een beschrijving van de effecten van eventuele corrigerende maatregelen (zoals beperking) die door de transmissiesysteembeheerders zijn genomen om problemen met het systeem of netwerk op te lossen;
  27. i)informatie vooraf over geplande uitval en verzamelde informatie achteraf over geplande en niet-geplande uitval die de vorige dag heeft plaatsgevonden in opwekkingseenheden van meer dan 100 MW. […] I.4. De elektriciteitswet 9. Artikel 2, 7° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: elektriciteitswet) verstaat onder “transmissienet” het nationaal transmissienet voor elektriciteit, dat de bovengrondse lijnen, ondergrondse kabels en installaties omvat die dienen voor het vervoer van elektriciteit van land tot land en naar rechtstreekse afnemers van de producenten en naar distributeurs gevestigd in België, alsook voor de koppeling tussen elektrische centrales en tussen elektriciteitsnetten. 10. Artikel 15, §1 van dezelfde wet bepaalt dat de in aanmerking komende afnemers een recht van toegang tot het transmissienet hebben tegen de tarieven vastgesteld overeenkomstig artikel 12 en dat de netbeheerder de toegang alleen kan weigeren wanneer hij niet over de nodige capaciteit beschikt, of wanneer de aanvrager niet voldoet aan de technische voorschriften bepaald in het technisch reglement. I.5. Het technisch reglement 11. Artikel 176 van het technisch reglement bepaalt: « §1. De netbeheerder bepaalt de methodes die hij toepast tijdens de evaluatie van de overdrachtcapaciteit die hij aan de toegangsverantwoordelijken voor hun energie-uitwisseling met de buitenlandse netten ter beschikking kan stellen. §2. De methodes bedoeld in §1 worden door de netbeheerder gepubliceerd overeenkomstig artikel 26 van dit besluit en ter kennis van de commissie gebracht ». 14/79 12. Artikel 177 bepaalt: « §1. De methodes, bedoeld in artikel 176, hebben tot doel, een zo groot mogelijke capaciteit ter beschikking te stellen en dit op een transparante en niet-discriminerende wijze, en waarbij de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net worden gewaarborgd. §2. Deze methodes zijn onder meer gebaseerd op de regels en de aanbevelingen die de wisselwerking van de Europese verbindingsnetten en de energie-uitwisselingen tussen de regelzones beheersen. §3. Deze methodes houden zo veel mogelijk rekening met de invloeden van de elektriciteitsstromen die, in voorkomend geval, ontstaan door energie-uitwisselingen tussen de regelzones. §4. Deze methodes houden zo veel mogelijk rekening met de invloeden van de elektriciteitsstromen op de buitenlandse netten die, in voorkomend geval, ontstaan door de energie-uitwisselingen tussen de regelzones en deze netten ». 13. Artikel 180, §1, van het technische reglement bepaalt dat de netbeheerder op niet-discriminerende en transparante wijze de door hem toegepaste congestiebeheermethodes moet bepalen. Artikel 180, §2, preciseert dat de methodes voor congestiebeheer en de veiligheidsregels ter goedkeuring aan de CREG ter kennis gebracht moeten worden en gepubliceerd moeten worden overeenkomstig artikel 26. Overeenkomstig artikel 180, §3, van het technisch reglement moet de netbeheerder er, bij de uitvaardiging en de inwerkingstelling van deze methodes, inzonderheid op toezien om, 1° zo veel mogelijk rekening te houden met de richting van de elektriciteitsstromen, en in het bijzonder wanneer de energie-uitwisselingen effectief de congestie doen verminderen; 2° zo veel mogelijk betekenisvolle invloeden te vermijden op de elektriciteitsstromen in andere netten; 3° problemen van congestie op het net op te lossen bij voorkeur met methodes die geen selectie tussen de energie-uitwisselingen van de verschillende toegangsverantwoordelijken inhouden; 4° geschikte economische signalen te geven aan de betrokken netgebruikers. Overeenkomstig artikel 180, §4, van het technisch reglement moeten deze methodes van congestiebeheer onder meer gebaseerd zijn op: 1° procedures voor het in mededinging stellen van de beschikbare capaciteit; 2° de coördinatie van de inschakeling van productie-eenheden aangesloten op de regelzone en/of, middels akkoord met de buitenlandse netbeheerder(s), door de gecoördineerde 15/79 inschakeling van productie-eenheden aangesloten op de betrokken buitenlandse regelzone(s). 14. Krachtens artikel 181, §1, van het technische reglement hebben de methodes voor congestiebeheer bepaald in artikel 180 onder meer tot doel: 1° elke beschikbare capaciteit aan de markt ter beschikking te stellen volgens transparante en niet-discriminerende methodes via, in voorkomend geval, veilingen waarin de capaciteiten kunnen worden verkocht met verschillende duurtijden en met verschillende karakteristieken (bijvoorbeeld wat betreft de verwachte betrouwbaarheid van de betreffende beschikbare capaciteit); 2° de beschikbare capaciteit in een serie verkopen aan te bieden die op verschillende tijdsbasis gehouden kunnen worden; 3° bij elk van deze veilingen een bepaald gedeelte van de beschikbare capaciteit aan te bieden, met inbegrip van alle overblijvende capaciteiten die niet toegekend werden bij de vorige verkopen; 4° de commercialisering van de aangeboden capaciteit toe te laten. Artikel 181, §2, bepaalt dat de methodes voor congestiebeheer, in noodsituaties, een beroep kunnen doen op de onderbreking van grensoverschrijdende energie-uitwisselingen, overeenkomstig vooraf vastgestelde prioriteitsregels die de CREG ter kennis zijn gebracht en gepubliceerd zijn overeenkomstig artikel 26 van dit besluit. Zijn paragraaf 3 preciseert dat, wat de uitvaardiging en de inwerkingstelling van de methodes voor congestiebeheer betreft, de netbeheerder overleg dient te plegen met de netbeheerders van de betrokken buitenlandse regelzones. 15. Overeenkomstig artikel 184 van het technische reglement beogen de methodes van toewijzing van capaciteit onder meer: 1° in de mate van het mogelijke elk verschil in behandeling te minimaliseren tussen de verschillende soorten van grensoverschrijdende energie-uitwisselingen door fysieke wederkerige overeenkomsten of aanbiedingen op georganiseerde buitenlandse markten; 2° elke ongebruikte capaciteit aan andere marktdeelnemers ter beschikking te stellen; 3° de precieze voorwaarden van de garantiegraad van de aan de marktdeelnemers ter beschikking gestelde capaciteit te bepalen. 16/79 II. 16. ANTECEDENTEN In 2001 publiceert de ETSO verschillende documenten betreffende de definitie2 en de procedures3 inzake de evaluatie van de grensoverschrijdende overdrachtcapaciteiten die overeenkomen met de ATC-methode (“Available Transmission Capacity” of beschikbare overdrachtcapaciteit). Deze documenten worden vandaag nog steeds gebruikt door verschillende TNB’s, zoals ELIA4, als referentiedocumenten in het kader van een algemene beschrijving van hun methoden voor de berekening van capaciteit. 17. Eind 2005 richten de Duitse, de Belgische, de Franse, de Luxemburgse en de Nederlandse regeringen het Pentalateraal Energieforum op (hierna PLEF). Dit forum omvat drie ondersteunende groepen waaronder één, de Ondersteunende groep 1 (hierna OG1), belast is met de optimalisering van de beschikbare overdrachtcapaciteit van interconnecties en toewijzingsmechanismen. 18. Op 11 november 2006 publiceert de Commissie haar besluit van 9 november 2006 tot wijziging van de bijlage bij Verordening (EG) nr. 1228/2003 betreffende de voorwaarden van toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit. Dit besluit voert belangrijke verduidelijkingen in op het vlak van congestiebeheer, onder andere wat betreft de niet-discriminatie tussen de verschillende soorten uitwisselingen, het beroep doen op marktgebaseerde methoden, de minimalisering van de negatieve gevolgen van deze methoden, de coördinatie die nodig is tussen de netbeheerders en het in rekening brengen van de “loop flows” (kringstromen). 19. In februari 2007 publiceren de regulatoren van de CWE-regio hun actieplan om de integratie van de markten van de regio Centraal-West Europa te versterken. Dit actieplan voorziet de uitvoering van een marktkoppeling gebaseerd op de stromen, vraagt een onderzoek naar minstens twee opties inzake het aantal zones (of “knopen” overeenkomstig de vroegere ETSO-terminologie) per land alsook een analyse van het nut van minimale capaciteiten. 2 ENTSO-E: “Definitions of Transfer Capacities in liberalised Electricity Markets”, april 2001, beschikbaar op : https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/ntc/entsoe_transferCapacityDefinitions.pdf 3 ENTSO-E: “Procedures for Cross-border transmission capacity assessments”, oktober 2001, beschikbaar op: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/ntc/entsoe_proceduresCapacityAssessments.pd f 4 http://www.elia.be/repository/pages/f92c55f1e8be40c3b5be1c440f2fc76a.aspx 17/79 20. Op 6 juni 2007 hebben de Ministers van Energie van de Benelux, Frankrijk en Duitsland alsook de vertegenwoordigers van de netbeheerders, de elektriciteitsbeurzen, de regulatoren en de marktspelers een gemeenschappelijke intentieverklaring ondertekend (“Memorandum of Understanding” of “MoU”)5 inzake de koppeling van de elektriciteitsmarkten en de bevoorradingszekerheid in de CWE-regio. Deze MoU beoogt de invoering van een marktkoppeling gebaseerd op de stromen tussen de vijf landen van de regio alsook bijkomende stappen op het vlak van bevoorradingszekerheid van elektriciteit. Indien de invoering van een oplossing gebaseerd op de stromen te moeilijk blijkt te zijn, kunnen de partners van het project een minder geavanceerd koppelingsmodel onderzoeken, als een eerste stap in de richting van een oplossing op lange termijn6. 21. Op 13 februari 2008 publiceren de netbeheerders en de beurzen van de CWE-regio betrokken in het project inzake marktkoppeling de oriëntatiestudie betreffende het design van een marktkoppeling gebaseerd op de stromen voor de CWE-regio (hierna oriëntatiestudie). Deze studie omvat onder meer een eerste beschrijving van de berekeningsmethode die zal worden ingevoerd en meldt de moeilijkheden waarmee men werd geconfronteerd in het kader van de uitwerking van de opbouw van het basisgeval (“base case”). 22. Op 25 juni 2008 kondigen de partijen betrokken bij de verwezenlijking van het project inzake de koppeling van de CWE-regio, de invoering van een koppeling aan gebaseerd op een ATC-berekening van de capaciteiten in plaats van een mechanisme gebaseerd op de stromen. De CREG heeft deze eenzijdige ontwikkeling sterk bekritiseerd en heeft op 11 juli 2008 een brief gestuurd naar het “Joint Steering Committee of the CWE market coupling project”. Hierin deelde ze het comité mee dat ze sterk twijfelde aan de voorgestelde methode. De CREG meldde in het bijzonder dat, op basis van de inlichtingen waarover zij beschikt, een ATC-berekening discriminerend kan zijn, een negatieve impact zal hebben op de voorgestelde capaciteiten, inzonderheid op de zuidelijke grens, en dat deze methode op het vlak van de behandeling van de loop flows niet verenigbaar is met de richtsnoeren. 23. Op 19 maart 2009 publiceren de Regulatoren en de TNB’s van de regio Centraal- West Europa een gemeenschappelijke mededeling, hierna “gemeenschappelijke 5 http://www.benelux.be/pdf/pdf_nl/dos/dos14_PentalateralMoUMarketCouplingAndSecurityOfSupply.pd f 6 Memorandum Of Understanding of the Pentalateral Energy Forum on market coupling and security of supply in CWE, p. 7: “15. A flow-based market coupling is the sole acceptable enduring solution, considering the neighbouring regions as stated. Only if a resolution of the associated issues proves to take too long may the parties examine a less sophisticated market coupling as a first step towards the enduring solution”. 18/79 mededeling”, ter attentie van de Ondersteunende groep 1 van het PLEF7. Deze mededeling heeft onder andere betrekking op een gemeenschappelijk begrip van de tussenoplossing voor de berekening van de capaciteiten die zal worden voorgesteld in het kader van de koppeling, op de gecoördineerde aanpassingsmethode voorgesteld door de TNB’s alsook op de minimale capaciteiten. 24. Op 28 oktober 2009 houdt de CREG een presentatie voor de Ondersteunende groep 1 van het PLEF waarin zij het belang van de invoering van minimale capaciteiten alsook de redenen die deze invoering rechtvaardigt, uiteenzet. 25. Tussen oktober 2009 en juli 2010 hebben de regulatoren van de regio het onderwerp van de minimale capaciteiten meermaals besproken tijdens de 18e, 19e, 20ste en 21ste vergadering van het coördinatiecomité van de regio Centraal-West Europa (Central West Europe Regional Coordination Committee – hierna CWE RCC). 26. model Op 13 november 2009 ontvangt de CREG het voorstel van Elia in verband met het voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge voor de jaar- en maandcapaciteiten. 27. Op 10 december 2010 stelt de “Project Coordination Group” tijdens het Forum van Firenze het doelmodel voor het interregionale Europese congestiebeheer voor. Voor de organisatie van de markt in D-1 (”day-ahead market”) voorziet dit model de invoering van een marktkoppeling gebaseerd op de prijzen (“single price coupling”). 28. Op 1 april 2010 ontvangt de CREG van Elia een brief op datum van 31 maart in verband met een verzoek tot goedkeuring van de implementatie van de marktkoppeling van de regio Centraal-West Europa. Het dossier dat bij deze brief werd gevoegd, omvat onder andere een eerste beschrijving van het model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge alsook het “Project Document” op datum van januari 2010. Dit laatste document bevat tevens een beschrijving van de berekeningsmethode voorgesteld in het kader van de marktkoppeling en behandelt het onderwerp van de minimale capaciteiten. Uit dit document blijkt dat het informaticaproces voorgesteld door de TNB’s toelaat rekening te houden met minimale capaciteiten op bepaalde grenzen. De netbeheerders melden ook dat, op basis van de simulaties uitgevoerd 7 http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_INITIATIVES/ERI/CentralWest/Meetings1/RCC_meetings/14supthsup%20CW%20RCC/DD/common%20communication%20to %20SG1%20050209%20_3_.pdf 19/79 voor juli en augustus 2009, blijkt dat de niveaus van minimale capaciteiten zoals de CREG heeft gevraagd, nooit werden bereikt. 29. Op 12 april 2010 stuurt de CREG een brief naar Elia waarin zij stelt dat de voorstellen van Elia niet tegemoetkomen aan de bezorgdheden van de CREG op het vlak van minimale capaciteiten en dat de beschrijving van het model voor de berekening van de overdrachtcapaciteit de verschillen die tussen de noordelijke en de zuidelijke grenzen bestaan, niet juist weergeeft. De CREG vraagt Elia om te werken aan een reserveoplossing die een antwoord zou kunnen bieden op haar bezorgdheden. 30. Op 14 april 2010 publiceert de Commissie haar besluit inzake een procedure voor de toepassing van artikel 102 van het verdrag betreffende de werking van de Europese Unie en van artikel 54 van de EER-overeenkomst (Zaak nr. COMP/39351 – Zweedse interconnecties)8. Dit besluit heeft betrekking op de beperking van de grensoverschrijdende elektriciteitsoverdrachtcapaciteit, uitgevoerd teneinde de interne congestie te verminderen, en omvat de verbintenis van de Zweedse onderneming Svenska Kraftnät om het Zweedse transmissienet op te splitsen in twee of meer prijsvormingszones en om dit net ten laatste vanaf 1 juli 2011 op basis hiervan uit te baten. 31. Op 22 april 2010 ontvangt de CREG van Elia in antwoord op haar brief van 12 april een schrijven op datum van 20 april. In haar antwoord stelt Elia dat, op basis van recente simulaties in verband met het gecoördineerde proces voor de berekening van de capaciteiten, de methode leidt tot dagcapaciteiten die de minimale waarden vermeld door de CREG naleven. 32. Op 27 april 2010 duiden de netbeheerders en de beurzen belast met de invoering van de koppeling van de CWE-markten de maand april 2012 aan als streefdatum voor de lancering van de marktkoppeling gebaseerd op de stromen. 33. Op 24 juni 2010 vraagt de Commissie aan 20 Lidstaten om de regels inzake de interne elektriciteitsmarkt9 onverwijld te implementeren en toe te passen. Wat België betreft, meldt de Commissie dat haar voornaamste bezorgdheden inzake de Verordening betrekking hebben op het congestiebeheer en het gebrek aan een gecoördineerde gemeenschappelijke 8 9 http://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/39351/39351_1223_2.pdf http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=MEMO/10/275&format=HTML&aged=0&lan guage=EN&guiLanguage=fr 20/79 methode10. 34. Op 25 juni 2010 kondigt Elia samen met RTE in een persbericht de versterking van de elektrische interconnectie tussen Frankrijk en België aan. In bijgevoegd persdossier11 melden de netbeheerders een stijging van ongeveer 10 à 15 % van de uitwisselingscapaciteit tussen Frankrijk en België. 35. Op 7 juli 2010, tijdens de 22e vergadering van de Coördinatiegroep van de regio Centraal-West Europa (hierna CWE RCC), heeft de CREG uitgelegd waarom de huidige methoden voor de berekening van de capaciteiten discriminerend waren op het vlak van nationale transacties en grensoverschrijdende uitwisselingen. In de notulen van de vergadering staat dat “de CWE-regulatoren de vermoedelijke discriminatie tussen de interne en de grensoverschrijdende (handels)verrichtingen alsook de nood aan een oplossing op lange termijn erkenden”. Om deze kwestie op te lossen, werd voorgesteld om een studie uit te voeren over de invloed van de grootte van de zones op het sociaal-economische welzijn op het vlak van de CWE-regio. In het verslag van de vergadering wordt ook verduidelijkt dat “de lancering van een dergelijke studie en de algemene erkenning van het feit dat geschikte maatregelen moeten worden gezocht zodat de huidige methoden voor de berekening van de capaciteiten en het congestiebeheer zouden overeenstemmen met de huidige Europese wetgeving, een doorslaggevende factor vormen in de zoektocht naar een oplossing voor deze kwestie.” 36. Op 16 juli 2010 heeft de CREG aan Elia haar opmerkingen overgemaakt in verband met de eerste versie van de beschrijving van de methode voor de berekening van de grensoverschrijdende capaciteit (“Algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge – Model van toepassing op de Belgische grenzen voor dagcapaciteiten”). 37. Op 2 september 2010 ontvangt de CREG ter goedkeuring het voorstel van Elia inzake de implementatie van de marktkoppeling. Dit voorstel omvat onder andere een nieuwe versie van het algemene model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge alsook een voorstel van modaliteiten betreffende de bepaling van de dagcapaciteiten als antwoord op de bezorgdheden van de CREG (zie hoger paragraaf 29). Deze modaliteiten omvatten een 10 Zie onder andere deel 3 van de richtlijnen http://www.elia.be/repository/Lists/Library/Attachments/900/2010_06_25_DP_RTE-ELIA_MoulaineAubange_FR.pdf 11 21/79 verbintenis van Elia om op het vlak van interconnectiecapaciteiten op de Frans-Belgische grens in 2011 doelstellingen te bereiken die minstens evenwaardig zijn aan die vastgelegd voor 2010. Dit voorstel van Elia vervangt het voorstel van 31 maart 2010. 38. Tijdens de vergadering van 17 september 2010 over de opvolging van de implementatie van de “Interim Tight Volume Coupling” (hierna ITVC), wordt aangekondigd dat de marktkoppeling van de CWE-regio en de koppeling van de noordelijke ITVC-regio op 9 november 2010 zal plaatsvinden, onder voorbehoud van de laatste testen en de beslissingen van de regulatoren. Tijdens deze vergadering melden de regulatoren van de CWE-regio in een gemeenschappelijke presentatie over de nog onopgeloste kwesties dat zij het niveau van de capaciteiten scherp in het oog zullen houden en dat de TNB’s de bereikte niveaus op een transparante en snelle manier zullen moeten rechtvaardigen indien deze zich onder de overeengekomen minimumwaarden zouden bevinden. De regulatoren van de CWE-regio vragen ook aan de netbeheerders om, in samenwerking met de andere betrokken partijen, een studie uit te voeren over de invloed van de grootte van de zones. 22/79 III. ANALYSE VAN DE METHODE VOOR DE BEREKENING VAN DE INTERCONNECTIECAPACITEITEN VOORGESTELD IN HET KADER VAN DE MARKTKOPPELING III.1. Algemeen 39. het Door de vrijmaking van de elektriciteitsmarkt is er een nieuwe behoefte ontstaan op vlak van toewijzing van de beschikbare commerciële (grensoverschrijdende) overdrachtcapaciteiten en van bepaling van het volume van de commerciële capaciteiten die aan de markt kunnen worden toegekend. 40. De CREG analyseert hierna de berekeningsmethode voorgesteld door Elia in het kader van de invoering van de marktkoppeling van de CWE-regio. De voorgestelde methode omvat twee fasen: in de eerste fase herneemt men de bepaling van de interconnectiecapaciteiten op een bilaterale basis zoals deze vandaag bestaat terwijl men in de tweede fase overgaat tot een gecoördineerde controle van de veiligheid van het net voortvloeiend uit het gebruik van deze bilaterale waarden. Deze tweede stap kan leiden tot een vermindering van de capaciteiten vastgelegd tijdens de eerste fase. 41. model Onderstaande analyse berust op het voorstel van beschrijving van het algemene voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge ontvangen van Elia op 2 september 2010 in het kader van de implementatie van een CWE-marktkoppeling. De beschrijving van de berekeningsmethode die door Elia ter goedkeuring aan de CREG werd voorgelegd, blijft echter algemeen en is op bepaalde essentiële punten niet duidelijk, ook al heeft de CREG specifiek gevraagd om verduidelijkingen (zie discussie onder punt IV.5.5.). Om de berekeningsmethode voorgesteld door Elia alsnog grondig te kunnen analyseren, en om het alternatief van een beslissing tot weigering steunend op louter formele basissen te vermijden, heeft de CREG zich voor bepaalde aspecten van de berekeningsmethode gebruikt door de CREG ook moeten baseren op de volgende externe documenten: 23/79 de algemene beschrijving van de methode voor de berekening van capaciteit zoals vóór 2 september 2010 door Elia op haar website werd gepubliceerd; de oriëntatiestudie die in februari 2008 door de partners van het project van CWEmarktkoppeling werd uitgevoerd; de documenten van het CWE MC-project die in april 2010 aan de regulatoren van de CWE-regio werden voorgelegd; de documenten in verband met de bepaling van de overdrachtcapaciteiten gepubliceerd door ENTSO-E op haar website. Het is belangrijk de nadruk te leggen op het feit dat de beschrijving van de berekeningsmethode toegepast door Elia, die lager in onderhavige beslissing wordt opgenomen, niet als doel heeft volledig te zijn noch een gedetailleerde omschrijving te geven van alle stappen van de berekeningsmethode. In principe werd deze taak toevertrouwd aan de netbeheerder, die over alle nodige gegevens beschikt om dit uit te voeren. De voornaamste kenmerken van de berekeningsmethode voorgesteld door Elia worden hieronder echter beschreven en besproken teneinde de bezwaren van de CREG in verband met bepaalde aspecten van de voorgestelde berekeningsmethode beter te kunnen plaatsen. 24/79 III.2. 42. Theoretische beschouwingen Alvorens over te gaan tot een gedetailleerde beschrijving en een analyse van de werking van de voorgestelde en vandaag toegepaste methoden voor de berekening van de capaciteit, is het nuttig om de basisbeginselen van de wetten van de fysica te herhalen die de manier waarop elektriciteit in een vermaasd transmissienet stroomt, bepalen. Deze wetten van de fysica worden omschreven aan de hand van een groep vergelijkingen
(2)die aan Kirchhoff worden toegekend. In dit hoofdstuk wordt een vereenvoudigd voorbeeld gebruikt om de werking van deze elektriciteitsnetten te verduidelijken. Hetzelfde voorbeeld zal verder in deze beslissing worden gebruikt om de toepassing van de voorgestelde methoden voor de berekening van capaciteit beter te begrijpen. De beginselen die hieronder synthetisch worden beschreven, worden ook toegepast in het deel van het net van ENTSO-E waarin het net van Elia zich bevindt. III.2.1 Vereenvoudigd voorbeeld 43. Het voorgestelde vereenvoudigde voorbeeld bestaat uit drie landen, waarvan twee landen A en C bestaan uit een knoop en een land B bestaat uit twee knopen, 2 en 3. Alle knopen zijn in een enkele lus met elkaar verbonden. De knopen vormen het enige punt waar een marktspeler elektriciteit in het net kan injecteren of van het net kan afnemen. De topologie van dit voorbeeld wordt in onderstaande figuur weergeven. 44. Alle lijnen hebben dezelfde impedantie, maar de maximale (warmte-)capaciteiten van de vier lijnen verschillen. De lijnen L12 en L34 hebben een maximale capaciteit van 1000 MW, lijn L23 heeft een maximale capaciteit van 2000 MW en lijn L41 heeft een capaciteit van 500 MW. 25/79 III.2.2 Commerciële uitwisselingen 45. Voor de grensoverschrijdende handel tussen landen onderling moet deze verrichting bij de TNB’s worden gemeld. Deze aanmelding, die vaak “nominering” wordt genoemd, vindt plaats bij de twee TNB’s die door een grens zijn betrokken en geeft het volume en het uurrooster van de voorziene uitwisselingen aan. Een marktspeler die elektriciteit wenst uit te wisselen tussen landen die geen gemeenschappelijke grens hebben, heeft meerdere mogelijkheden. De nauwkeurige sequentie van de nomineringen die hij zal uitvoeren, zal het contractuele traject van de commerciële elektriciteitstransactie bepalen. III.2.3 Wetten van de fysica 46. De toewijzing van elektriciteitsstromen, ook fysieke stromen genoemd, op het net zal echter niet overeenkomen met dit contractuele traject. Deze toewijzing volgt de wetten van Krichhoff. Het zal niet uitsluitend één traject volgen, maar eerder alle mogelijke trajecten, in functie van de weerstand van het traject ten opzichte van de stromen. Het grootste deel van de elektriciteit zal het kortste traject nemen, dat de zwakste weerstand vertoont. De langere trajecten of de trajecten waarvan de weerstand groter is, zullen slechts een klein deel van de elektriciteitsuitwisseling vervoeren. 47. Het deel van een elektriciteitsoverdracht dat een bepaald traject, een lijn of een interconnectie volgt, wordt bepaald door de elektriciteitsdistributiefactor, tevens “PTDF” of “DF” genoemd. Onderstaande tabel geeft een overzicht van de distributiefactoren die overeenkomen met het vereenvoudigde voorbeeld. De waarde -0,75 van de cel op de eerste lijn van de tweede kolom betekent dat 75 % van de fysieke stromen voortvloeiend uit een transactie van knoop 2 naar knoop 1 de lijn L12 zal volgen. Het “min”-teken betekent dat de elektriciteit van knoop 2 naar knoop 1 stroomt, in de tegengestelde richting ten opzichte van de referentielijn. Knoop 1 wordt als referentie gebruikt. 26/79 Matrix PTDF: Knoop/lijn Transacties (knoop naar hub) 1 => 1 2 => 1 3 => 1 4 => 1 0 0 0 0 -0,75 0,25 0,25 0,25 -0,5 -0,5 0,5 0,5 Lijn L12 L23 L34 L41 48. -0,25 -0,25 -0,25 0,75 De gevolgen van de fysieke eigenschappen van ons net kunnen worden weergegeven aan de hand van de weerslag van een (commerciële) elektriciteitsuitwisseling van 100 MW van land A (knoop 1) naar land C (knoop 4) op de stromen in de transmissielijnen. 49. Dit voorbeeld toont aan dat een commerciële uitwisseling van land A naar land C een invloed heeft op de stromen van alle elektriciteitslijnen van het net: het grootste deel van de stromen (75 MW) volgt het kortste traject en neemt lijn L41 terwijl een significant deel (25 MW) van de elektriciteitsstromen het langste traject, dat bestaat uit de lijnen L12, L23 en L34, volgt. 27/79 III.2.4 Loop flow 50. Voor een gegeven interconnectie komt het verschil tussen de fysieke stromen en de genomineerde commerciële stromen overeen met de loop flows. Hieronder worden de drie concepten weergeven. 51. De vergelijking van de nomineringen op de grens en de waargenomen fysieke stromen kunnen worden verklaard door de aanwezigheid van een loop flow. De loop flows komen overeen met de fysieke stromen voor de grenzen waar geen nomineringen zijn. III.2.5 De congestie en de prioriteit van de uitwisselingen 52. Wanneer een net niet op een veilige manier de fysieke stromen voortvloeiend uit handelsverrichtingen kan beheren, wordt gezegd dat het net “gecongestioneerd” is. 53. Indien een handelsverrichting van 1.000 MW nodig is van knoop 1 naar knoop 4, zullen de stromen van lijn L41 oplopen tot 750 MW, wat veel meer is dan de maximale capaciteit die de lijn zou kunnen beschadigen en de veiligheid van het net in het gedrang zou kunnen brengen. Bijgevolg zou een dergelijke handelsverrichting moeten worden geweigerd door de TNB. Deze taak is eenvoudig in geval van grensoverschrijdende uitwisselingen die ex ante moeten worden aangegeven (genomineerd) bij de TNB. 54. Dit punt wordt ingewikkelder indien er zowel interne als grensoverschrijdende uitwisselingen plaatsvinden, zoals in onderstaande figuur wordt weergegeven. In deze situatie veronderstelt men dat een interne uitwisseling van 600 MW (van knoop 2 naar knoop 28/79 3) in land B gelijktijdig voorkomt als een grensoverschrijdende uitwisseling van 600 MW van land A naar land C. De totale fysieke stromen op lijn L41 bedragen 450 MW, de “rechtstreekse” stroom voortvloeiend uit de grensoverschrijdende uitwisseling AC vermeerderd met de “loop flow” van 150 MW voortvloeiend uit de interne uitwisseling in land B, in totaal dus 600 MW. Lijn L41, waarvan de maximale (warmte-)capaciteit 500 MW bedraagt, wordt dus door deze waarde overbelast. 55. De taak van de methoden voor congestiebeheer bestaat er juist in de zeldzame overdrachtcapaciteit tussen meerdere handelsverrichtingen op een doeltreffende, nietdiscriminerende en met de markt conforme manier toe te kennen. Dit voorbeeld stelt in het bijzonder de kwestie van de prioriteit tussen de twee soorten uitwisselingen aan de orde aangezien ze beiden een schaars openbaar goed gebruiken. 29/79 III.3. Analyse van het eerste deel van de voorgestelde methode van capaciteitsberekening: bilaterale berekening 56. De eerste fase van de voorgestelde capaciteitsberekening komt overeen met de methoden toegepast op de grens tussen België en Frankrijk en op de grens tussen België en Nederland vóór het begin van de marktkoppeling. Deze twee methoden berusten op de ATCmethode, de meest voorkomende methode voor de berekening van capaciteit. III.3.1 Beschrijving van de algemene ATC-methode 57. In de inleiding van het berekeningsmodel voorgesteld door Elia geeft Elia een algemene beschrijving van de de ATC-berekeningsmethode die ze toepast op het Belgische net. Daarnaast licht ze de meest gebruikte concepten kort toe. 58. De documenten betreffende de definitie en de procedures inzake de evaluatie van de grensoverschrijdende overdrachtcapaciteiten die overeenkomen met de ATC-methode (“Available Transmission Capacity” of beschikbare overdrachtcapaciteit) en die ETSO in 2001 heeft gepubliceerd, verstrekken hieromtrent meer details. Deze documenten worden vandaag nog steeds gebruikt door verschillende TNB’s, zoals Elia, als referentiedocumenten in het kader van een algemene beschrijving van hun methoden voor de berekening van capaciteit12. 59. In het ETSO-document over de definitie van de overdrachtcapaciteiten staat dat de totale overdrachtcapaciteit (“Total Transfer Capacity” of TTC) overeenkomt met “het maximale uitwisselingsprogramma tussen twee zones die conform zijn met de operationele veiligheidsnormen van toepassing op elk systeem indien de toekomstige netomstandigheden alsook de productie- en belastingsmodellen op voorhand volledig gekend waren. De TTC is steeds verbonden met een gegeven scenario, namelijk een productieprogramma, een verbruiksschema en een beschikbaar net die samen de gegevens vormen die toelaten 12 Het is interessant om vast te stellen dat deze concepten nauw aansluiten bij de concepten voorgesteld in het document over de “Available Transmission Capability – Definition and Determination” dat reeds in 1996 door de North American Electric Reliability Council werd gepubliceerd. 30/79 een wiskundig model van het elektrische systeem uit te werken (load-flow vergelijkingen). De oplossing van dit model leidt tot de kennis van de spanningen ter hoogte van de knopen van het net en van de elektriciteitsstromen binnen de elementen van het net, de parameters waarop een TNB let om de veiligheid van een systeem te evalueren. De oplossing van dit systeem is het zogenaamde basisscenario, het is het uitgangspunt voor de berekening van de TTC. Bijgevolg vereist de evaluatie van de TTC tussen twee elektrische zones het volgende: een scenario met een lokaal elektrisch systeem kiezen; een basisscenario dat de verdeling van alle inlichtingen tussen de TNB‟s inhoudt bepalen teneinde het globale load-flow model uit te werken; een overeengekomen procedure voor de uitvoering van de berekeningen naleven. Als resultaat van deze procedure komt de TTC overeen met het maximale uitwisselingsprogramma tussen de twee zones in kwestie indien het productie- en belastingsschema in deze zones en in andere zones die sterk geïnterconnecteerd zijn met deze twee zones, nauwkeurig overeenkomt met de hypothesen die in de evaluatiefasen werden gesteld, namelijk de impliciete hypothesen in het basisscenario.” 60. Deze definitie geeft duidelijk aan dat de berekende TTC slechts in bepaalde, specifieke marktomstandigheden geldig is en dat ze, zoals hierboven vermeld, een bijkomende veiligheidsmarge vereist voor de loop flows en de coördinatie. III.3.1.1 61. Basisscenario Naast de algemene beschrijving van de methode die in het document inzake de definitie van de overdrachtcapaciteiten werd opgenomen, wordt de opbouw van het basisscenario nader toegelicht in punt 3.1 van datzelfde document. In dit deel staat het volgende: “Zoals in het voorgaande hoofdstuk werd opgemerkt, begint de berekening van de TTC‟s met de uitwerking van een basisscenario. Dit basisscenario zal alvast uitwisselingsprogramma‟s bevatten tussen elk paar aan elkaar grenzende controlezones. Het betreft de verschillende verrichtingen (van contracten op lange termijn tot spotcontracten) die, overeenkomstig wat in het verleden werd waargenomen, in de voorziene situatie zouden kunnen bestaan. Voor een gegeven paar aan elkaar grenzende controlezones A en B, waarvoor capaciteiten moeten worden berekend, geeft figuur 2 een globaal BCEuitwisselingsprogramma weer (“Base Case Exchange” of uitwisseling van het basisscenario) dat in het basisscenario bestaat.” 31/79 62. Deze paragraaf verwijst naar andere grensoverschrijdende uitwisselingen (op andere grenzen) die reeds in het basisscenario vervat zitten. Deze worden “uitwisselingen van het basisscenario” of BCE genoemd. Tegen D-1 kunnen deze uitwisselingen ook worden gevormd door de nomineringen op lange termijn13. 63. Punt 4.1 van hetzelfde document, over het fenomeen van de “parallelstromen”, gaat nog een stap verder en legt uit waarom en op welke manier het systeem al kan zijn belast (fysieke stromen in de transmissie-elementen), ook al vinden er geen (grensoverschrijdende) handelsverrichtingen plaats: “In een sterk geïnterconnecteerd net als het UCTE-net stroomt de elektriciteit echter via de grensoverschrijdende verbindingslijnen tussen de twee aan elkaar grenzende zones A en B en kan het worden gezien als een superpositie van een directe stroom, dat toe te schrijven is aan uitwisselingen tussen A en B, en een parallelle stroom, dat toe te schrijven is aan alle andere uitwisselingen in het vermaasde net alsook aan de productiesite en de belasting in de verschillende netten. Bijgevolg zou er een parallelstroom bestaan, ook al zouden alle uitwisselingen binnen het geïnterconnecteerd systeem op nul worden gebracht.” Een voetnoot in verband met een van de laatste woorden van de paragraaf, met name het woord “nul”, legt het volgende uit: “De uitwisselingen tussen A en om het even welk ander systeem dan B, tussen B en om het even welk ander systeem dan A, de uitwisselingen tussen om het even welk ander paar controlezones en wat soms de “natuurlijke stromen” worden genoemd, die zelfs optreden wanneer er geen uitwisselingen zijn tussen elk paar controlezones omwille van het productie- en belastingsschema van de netten.” 64. De laatste zin van bovenvermelde paragraaf geeft duidelijk aan dat er zelfs zonder de minste grensoverschrijdende (handels-)verrichting grensoverschrijdende stromen kunnen zijn. Dit is een rechtstreeks gevolg van de wetten van de fysica (zie hoger paragraaf 47) die de elektriciteitsstromen in vermaasde netten beheersen. Deze stromen vloeien voort uit het feit dat de productie en de vraag zich niet op dezelfde plaats bevinden. Dit fenomeen wordt versterkt door de vrijmaking van de markt, het einde van de gecentraliseerde planning en de installatie van nieuwe productie-eenheden waar primaire energie beschikbaar is (gas, windenergie, enz.) zonder rekening te houden met de verplichtingen en de verliezen van het net. Recente berekeningen uitgevoerd door de TNB’s in het kader van de invoering van de marktkoppeling in de CWE-regio hebben de extreme gevolgen van dit fenomeen verduidelijkt door middel van de problematiek van de “vooraf gecongestioneerde scenario’s” (zie punt 13 Hier dient te worden opgemerkt dat het basisscenario voor de uitwisselingen op lange termijn op deze grens geen grensoverschrijdende uitwisselingen omvat. 32/79 III.4.2 hieronder). 65. De hieronder beschreven procedure wordt ook door Elia gevolgd, maar dit is moeilijk af te leiden uit de tekst die de onderneming heeft voorgelegd. De hoofdstukken 1.1 en 1.2 beschrijven de opbouw van het basisscenario. In hoofdstuk 1.1 vermeldt Elia louter dat voor een “vergelijkbare netsituatie” wordt gekozen die als basis dient voor de berekening van de capaciteit. Voor elke typedag van de week die volgt (weekdag, zaterdag, zondag) wordt een referentiebestand gekozen. Deze geeft het volledige Belgische net in het verleden weer, rekening houdend met de specificiteiten van de week die volgt. Voor elke dag in het verleden is de historische situatie beschikbaar in de vorm van een bestand (in DACF-formaat). Dit bestand omvat inlichtingen over de topologie van het net, het productiepark, de belasting en de import/export per zone. Deze referentiebestanden worden vervolgens aangepast en verfijnd in functie van de situatie van het net voor de week die volgt (bijvoorbeeld rekening houdend met geplande onderbrekingen of gekozen buitendienststellingen). Vervolgens worden externe elementen in aanmerking genomen14. 66. De tekst die Elia heeft ingediend, vermeldt echter niet welke verrichtingen en stromen specifiek in het basisscenario werden opgenomen. Het document voorgelegd door Elia stelt dat het basisscenario eventueel moet worden aangepast door middel van de voorziene loop flows, die betrekking lijken te hebben op alle uitwisselingen in de regio. Desondanks vermeldt Elia niet of zij overgaat tot een annulering van de uitwisselingen op de grens die het voorwerp uitmaakt van deze studie. 67. Ook al wordt dit punt noch hierboven noch in de nota van Elia ter beschrijving van het algemene model (zie punt 1.1), duidelijk omschreven, toch moet uiteindelijk worden benadrukt dat, om op doelmatige wijze de maximale uitwisselingscapaciteit van een interconnectie te kunnen berekenen, men rekening moet houden met de uitwisselingen die reeds in het basisscenario aanwezig zouden kunnen zijn en ze indien nodig verwijderen. Inzonderheid wanneer het basisscenario bestaat uit een momentopname van de bestaande uitwisselingen op een welbepaald moment dat als typerend wordt gezien voor de bestudeerde toekomstige situatie (gebruik van het DACF-bestand: “Day Ahead Congestion Forecast”), dan gebeurt dit door de nomineringen opgenomen op de bestudeerde grens te annuleren. In geval van een bilaterale berekening op een grens, worden enkel de nomineringen op deze grens geannuleerd. Bij gebrek aan een geschikte coördinatie tussen 14 De beschrijving van het berekeningsmodel zoals voorgelegd door Elia stelt dat de opbouw van het basisscenario van de referentiesituatie op verschillende momenten plaatsvindt (week-1, dag-2). Ook al kan het basisscenario later worden aangepast en verfijnd, toch blijft de gebruikte methode dezelfde. 33/79 de TNB’s zijn de nomineringen die overeenkomen met de andere grensoverschrijdende uitwisselingen onbekend. In onderstaand punt III.4.3.1 zal men zien dat, in het kader van de CWE-marktkoppeling, alle grensoverschrijdende uitwisselingen binnen de regio worden verwijderd. 68. Kort samengevat toont dit deel aan dat, vóór het begin van de berekening van de grensoverschrijdende overdrachtcapaciteiten op een grens, het transmissienet al belast is met nationale handelsverrichtingen opgenomen in het basisscenario. Deze verrichtingen zouden grensoverschrijdende stromen naar de interconnecties zonder grensoverschrijdende handelsverrichting kunnen teweegbrengen. Daarnaast is het net ook reeds belast met andere grensoverschrijdende uitwisselingen op andere grenzen, die niet het voorwerp uitmaken van de berekening en waarvan de precieze eigenschappen vaak onbekend zijn. III.3.1.2 69. Definitie van de NTC en de ATC Na figuur 2 onder punt 3.1 worden de volgende stappen voor de berekening van de capaciteit beschreven: “In het kader van de berekening van de TTC’s van zone A naar zone B stijgt vanaf deze beginsituatie de productie in controlezone A stapsgewijs en daalt het in zone B, waardoor een elektriciteitsstroom ontstaat van zone A naar zone B. De productieschommelingen worden in figuur 2 respectievelijk voor de stijging en de daling aangeduid door ΔE+ en ΔE-. Dit proces wordt gevolgd totdat de veiligheidsregels in systeem A of B worden overtreden (ΔEmax+ / ΔEmax-). De maximale uitwisseling van A naar B die verenigbaar is met de veiligheidsregels zonder rekening te houden met onzekerheden en onduidelijkheden, de TTC van A naar B (het gaat dan over BCE + ΔEmax+: zie lager) komt overeen met de TTC van A naar B.” 70. Ook al is hetgeen hieronder volgt niet absoluut noodzakelijk voor ondervermelde bewijsvoering, toch wordt de definitie van de overdrachtcapaciteiten volledigheidshalve in punt 2 van het document inzake de definitie afgerond door uitleg over de transportbetrouwbaarheidsmarge (“Transmission Reliability Margin” of TRM) waarmee rekening wordt gehouden om het hoofd te bieden aan “onzekerheden inzake de berekende TTC-waarden afkomstig van de volgende elementen:
  1. a)onopzettelijke afwijkingen van fysieke stromen tijdens de uitbating omwille van de fysieke werking van de regulering van de belastingsfrequentie,
  2. b)dringende uitwisselingen tussen TNB‟s om in realtime onverwachte onevenwichten te verhelpen en
  3. c)onduidelijkheden, bijvoorbeeld betreffende de ingezamelde gegevens en de metingen.” 71. Vervolgens wordt de netto-overdrachtcapaciteit (“Net Transfer Capacity” of NTC) 34/79 gedefinieerd als NTC = TTC – TRM. Voor een bepaalde periode is de beschikbare overdrachtcapaciteit (“Available Transfert Capacity” of ATC) gelijk aan de NTC verminderd met de reeds toegewezen capaciteit (“Already Allocated Capacity” of AAC) tijdens de voorgaande periodes: ATC = NTC - AAC Deze berekening gebeurt vaak in D-1 op basis van de nomineringen opgenomen voor de producten op lange termijn. In de inleiding van de tekst die Elia heeft voorgelegd, wordt ook een gelijkaardige definitie gegeven voor de TRM, de NTC en de ATC. III.3.2 Methode toegepast op de Frans-Belgische grens 72. Over het algemeen komt de methode toegepast op de Frans-Belgische grens overeen met de algemene beschrijving van de ATC-methode omschreven onder punt III.3.1. Om de methode beter te begrijpen, worden echter bijkomende inlichtingen gegeven omtrent de uitwerking van basisscenario’s en de coördinatie met andere TNB’s. III.3.2.1 73. Opbouw van het basisscenario In het kader van de berekening van de overdrachtcapaciteit aan de Franse grens werkt Elia twee basisscenario’s uit, een voor elke richting. De basisscenario’s houden rekening met de geplande buitendienststellingen (zowel de elementen van het net als de productie-eenheden) en verschillen voornamelijk op het vlak van de hypothesen die worden gesteld met betrekking tot de waargenomen loop flows en de uitwisselingen op IFA (Interconnexions France – Angleterre), de DC-interconnectie tussen Frankrijk en GrootBrittannië die deze grens aanzienlijk beïnvloedt. 74. Elke van deze hypothesen komen individueel overeen met kritische situaties. Volgens Elia zijn deze situaties individueel niet de meest dwingende situaties, maar stemmen ze overeen met de minst optimale situaties die zich, op basis van de ervaring van de TNB, redelijkerwijze zouden kunnen voordoen15. 75. 15 Voor IFA komen deze kritische (maar toch realistische) situaties overeen met de Zie de beschrijving gegeven door Elia, p. 4 35/79 import of export van 1.500 MW op een totale capaciteit van de DC-verbinding van 2.000 MW. 76. Wat betreft de loop flows berusten de hypothesen op waarden die eerder werden waargenomen voor een vergelijkbare dag in de richting die in aanmerking werd genomen voor de berekening van de verwezenlijkte invoer- of uitvoercapaciteit. Het is niet ongebruikelijk dat het niveau in beide richtingen oploopt tot 1.000 MW. 77. De loop flows geven de andere grensoverschrijdende en nationale uitwisselingen die in de regio worden verwezenlijkt weer. De TNB’s houden de grensoverschrijdende uitwisselingen nauwlettend in het oog en hun waarden, alsook de overeenstemmende loop flows, stijgen niet met de tijd16. 78. Dezelfde bewering is niet van toepassing op de interne of nationale uitwisselingen. De laatste jaren zijn de loop-flows in verband met nationale transacties zichtbaar gestegen. Deze tendens is te wijten aan het feit dat de lokalisatie van nieuwe productie-eenheden niet langer geassocieerd is met de lokalisatie van de belasting en met een doeltreffende uitbating van het net (minimalisatie van de verliezen), omwille van een gebrek aan doeltreffende locationele signalen17. Vandaag wordt de lokalisatie van productie-eenheden in verband gebracht met de beschikbaarheid van primaire brandstofbronnen (gas, wind, enz.), wat niet overeenstemt met de lokalisatie van de belasting en de congesties op het transmissienet. Deze handelswijze doet het volume van de loop flows en de congesties stijgen en toont het belang van locationele signalen voor de installatie van nieuwe productie-eenheden aan. 79. Om de impact van deze loop flows te beperken, heeft Elia onlangs drie dwarsregelaars geplaatst op de interconnectie met Nederland. Het doel hiervan is om beter te waken over de transitstromen die België doorkruisen en om ze beter te controleren. 80. Het is ook belangrijk te begrijpen dat de hypothesen gemaakt voor de berekening van de importcapaciteit niet identiek zijn aan de hypothesen in geval van export. Voor de berekening van de exportcapaciteit zijn de loop flows verondersteld van het noorden naar het zuiden te lopen, terwijl ze voor de berekening van de import verondersteld zijn in de tegengestelde richting te lopen. Dezelfde redenering wordt gevolgd voor de hypothesen gesteld op IFA: een exportwaarde (Frankrijk naar Groot-Brittannië) voor de berekening van de export en een importwaarde in geval van import. 16 Dit punt wordt bevestigd door het eerste regionale CWE-opvolgingsverslag en door het document “Power to the People of Europe” van Georg Zachmann dat werd gepubliceerd door het studiecentrum Bruegel (http://www.bruegel.org/uploads/tx_btbbreugel/1006-Electricity_Single_Market-PB.pdf). 17 Vóór de vrijmaking van de markt was dit het geval door middel van een gecentraliseerd planningsproces van de nieuwe productie-eenheden. 36/79 81. Deze conservatieve hypothesen kunnen worden verklaard door de grote afwijkingen van de loop flows tijdens de dag (3.000 MW is niet uitzonderlijk) en door het feit dat Elia dagelijks twee keer de capaciteit berekent. 82. Het gevolg van deze asymmetrische hypothesen is dat de transmissiecapaciteit die omwille van loop flows niet voor een richting is gegeven, ook niet wordt gegeven voor de tegengestelde richting. Deze benadering heeft als rechtstreeks gevolg dat de eventueel beschikbare commerciële interconnectiecapaciteit beperkt is. In principe zou een stijging van de interconnectiecapaciteit ten belope van de loop-flows in de tegengestelde richting voordelig kunnen zijn voor de interconnectiecapaciteit in een welbepaalde richting. In tegenstelling tot een berekeningsmethode gebaseerd op de stroom, laat een ATC-methode echter een dergelijke stijging van de interconnectiecapaciteit niet toe omwille van de veiligheid van het net. Bijgevolg is deze methode op dit punt minder dan optimaal. 83. Dit fenomeen van onderuitbating van de interconnectiecapaciteiten wordt versterkt door de hieronder voorgestelde fase van coördinatie van het berekeningsproces van de capaciteit. III.3.2.2 84. Coördinatie met de buur-TNB’s Naast de twee eerste, reeds geïdentificeerde, fasen van het berekeningsproces van de capaciteit, namelijk de uitwerking van een basisscenario en de berekening van de transmissiecapaciteit, omvat de praktische uitvoering van een benadering op basis van de ATC een derde fase met betrekking tot de nodige coördinatie met de buur-TNB’s. 85. Op de Frans-Belgische grens komt deze coördinatie overeen met een vergelijking van de NTC-waarden berekend door beide TNB’s voor dezelfde richting en, veiligheidshalve, met de weerhouding van de laagste van de twee waarden. De grensoverschrijdende transmissiecapaciteiten zijn bijgevolg beperkt voordat andere maatregelen worden overwogen. 86. In het kader van het berekeningsproces van de capaciteit wordt geen rekening gehouden met de redispatchingmaatregelen eigen aan een land18. Ze worden als maatregel wel in laatste instantie gebruikt. 87. 18 Bovendien omvat de redispatching omwille van de huidige organisatie ervan een kost Vandaag de dag bestaat er geen enkele regionale coördinatie van de redispatching. 37/79 voor de TNB die op het geheel van de nationale gebruikers van het net wordt gesocialiseerd en die derhalve moet worden geminimaliseerd, ongeacht de doeltreffendheid ervan. Gedurende enkele uren kunnen de interne (of grensoverschrijdende) redispatchingacties namelijk grensoverschrijdende transmissiecapaciteit met een grotere sociaal-economische meerwaarde vrijmaken. 88. Tot slot dient nog te worden benadrukt dat de TNB’s zich enkel aansprakelijk achten voor de veiligheid van hun eigen systeem en voor de berekening van de grensoverschrijdende capaciteiten op hun grenzen: ze houden geen (of op onvolledige wijze) rekening met wat in andere landen gebeurt ten gevolge van hun gedrag, ook al eisen de artikelen 1.7 en 1.8 van de richtsnoeren een betere evaluatie van de weerslag van het congestiebeheer op derde landen. III.3.2.3 89. Conclusies Bovenstaande punten III.3.2.1 en III.3.2.2 hebben aangetoond dat het eerste deel van de methode voor de berekening van de capaciteit voorgesteld in het kader van de marktkoppeling19 voorrang geeft aan de uitwisselingen opgenomen in het basisscenario, namelijk de uitwisselingen intern aan de landen. 90. Daarnaast is het ook duidelijk dat deze methode niet toelaat om de maximale interconnectie- en/of transmissienetcapaciteit die de grensoverschrijdende stromen treffen, ter beschikking te stellen van de marktspelers. Dit is te wijten aan de toename van de veiligheidsmarges waarmee rekening wordt gehouden in het kader van het berekeningsproces zoals de marges voor de loop flows, de kritische (maar nochtans realistische) situatie voor IFA, de minimale waarde aan weerszijden van de grens en de uitvoering van slechts twee berekeningen per dag. III.3.3 Methode toegepast op de Belgisch- Nederlandse grens 91. De methode toegepast op de grens met Nederland is totaal verschillend van de methode toegepast op de zuidelijke grens, ook al geeft Elia dit verschil niet altijd op een duidelijke manier weer. De capaciteiten op de noordelijke grens vloeien voort uit een akkoord tussen de TNB’s afgesloten in 2001 met Elia Tennet, RWE en EON. Het voornaamste doel 19 Wordt toegepast op de Frans-Belgische grens vóór het begin van de marktkoppeling. 38/79 was toen om de importcapaciteiten van Nederland te coördineren. De totale importcapaciteit, die toen 3.600 MW bedroeg en nu oploopt tot 3.850 MW20, wordt voor een derde toegewezen aan België en voor twee derde aan Duitsland. De toegewezen capaciteit is constant, behalve indien een interconnectielijn onbeschikbaar is. 92. In haar beschrijving van het model voor de berekening van de transmissiecapaciteit meldt Elia het volgende: “Voor de noordelijke grens bestaat er een regionaal contractueel kader dat de maximale waarden (1.401 MW) vastlegt. De mogelijkheid van deze maximale waarden wordt gecontroleerd door de veiligheid van het net te berekenen. Zo niet moeten deze waarden worden verminderd.” 93. Met andere woorden, de transmissiecapaciteiten op 24 uur worden niet berekend en de berekeningen uitgevoerd door Elia hebben meer weg van een ex post veiligheidscontrole (ten opzichte van de bepaling van de transmissiecapaciteit). 94. Bijgevolg is het niet verwonderlijk dat deze methode meestal identieke resultaten oplevert, ongeacht de periode van het jaar. Daarnaast is het ook niet verwonderlijk dat de voorgestelde transmissiecapaciteiten gemiddeld zeer laag zijn vergeleken met de waarden voorgesteld op de zuidelijke grens en dat de capaciteiten van het transmissienet slecht worden uitgebaat. 95. Aangezien de maximale waarden per definitie geplafonneerd zijn, kan deze methode onmogelijk conform zijn aan artikel 6.3 van de verordening, dat stelt dat de TNB’s de maximale capaciteit van de transmissienetten ter beschikking moeten stellen van de marktspelers. 96. Omdat deze capaciteiten door een overeenkomst worden bepaald, volgt deze methode nochtans niet dezelfde tendens als de meer klassieke ATC-methode die op de zuidelijke grens wordt toegepast en die wordt gekenmerkt door een gemiddelde vermindering van de grensoverschrijdende capaciteiten voorgesteld aan de markt (zie tabel onder paragraaf 123). 20 Zie het document “Transmissions Options for 2010” van http://www.tennet.org/english/images/transmission%20options%202010_tcm43-18437.pdf. TenneT, 39/79 III.3.4 Voorbeeld ter illustratie van de toepassing van de bilaterale methode 97. De werking van de berekeningsmethode van de ATC-capaciteit die op de zuidelijke grens wordt toegepast, wordt hieronder geïllustreerd door de methode toe te passen op het vereenvoudigde voorbeeld dat hoger onder punt III.2.1 werd voorgesteld. Er dient te worden vermeld dat onderstaand voorbeeld eenvoudigheidshalve geen rekening houdt met de “Transmission Reliability Margin” (hierna TRM) en met de beperkingen van de transmissiecapaciteit in verband met de “N-1”-voorwaarden. Deze elementen beperken nog meer de interconnectiecapaciteit zonder echter de beginselen van de methode te beïnvloeden. Bovendien stelt men hier als hypothese dat enkel dagtoewijzingen van de interconnectiecapaciteit op de grenzen van het voorbeeld worden verwezenlijkt en dat geen enkele telling van de maand- en/of jaarcapaciteiten nodig is21. 98. De drie verschillende fasen van de bepaling van de grensoverschrijdende capaciteit beschikbaar van land A naar land C, alsook in de tegengestelde richting, worden hieronder bestudeerd. Daarnaast wordt verondersteld dat deze berekening overeenkomt met de bepaling van de capaciteiten op 24 uur en dat geen enkele capaciteit op lange termijn wordt toegewezen. III.3.4.1 99. Basisscenario’s Er moeten twee basisscenario’s worden bepaald: een voor de export van land A naar land C en een voor de import. 100. Wat betreft de export van land A naar land C wordt verondersteld dat de hypothesen gesteld omtrent de uitwisselingen vervat in het basisscenario (hoofdzakelijk hypothesen betreffende de loop flows en over IFA in het kader van het Belgische netwerk) een loop flow van 333 MW opleveren in de zuidelijke richting. In dit vereenvoudigde voorbeeld komt dit overeen met een uitwisseling van 1.333 MW van knoop 2 naar knoop 3, dus intern aan land B. Deze uitwisseling veroorzaakt een directe stroom van 1.000 MW binnen land B, op lijn L23 (en een loop flow van 333 MW van knoop 2 => 1 => 1 => 4 => 3), zoals hieronder 21 Hier dient te worden opgemerkt dat hetzelfde geldt voor de bepaling van de capaciteiten op lange termijn die voortvloeien uit de bepaling van de grensoverschrijdende uitwisselingen die de veiligheid van het net niet in gevaar brengen voor alle mogelijke situaties van het net die zich tijdens het jaar kunnen voordoen. 40/79 aangetoond. 101. De transmissiecapaciteit beschikbaar voor de grensoverschrijdende uitwisselingen op lijn L41 van knoop 1 naar knoop 4 bedraagt dus 500 MW (de maximale capaciteit van de lijn) verminderd met 333 MW, wat neerkomt op 167 MW. 102. Om de importcapaciteit van land A te berekenen, wordt het basisgeval eigen aan deze richting bepaald aan de hand van verschillende hypothesen in verband met de loop flows. Zo komt dit opnieuw overeen met “minder optimale situaties” waarvan de kans dat ze zich in deze richting voordoen redelijk is. Er wordt verondersteld dat deze hypothesen een loop flow van 200 MW in noordelijke richting veroorzaken. III.3.4.2 103. ATC-berekening De maximale transmissiecapaciteit van land A naar land C wordt vervolgens verkregen door stapsgewijs de productie in land A te doen stijgen en gelijktijdig de productie in land C te doen dalen. Dit proces wordt gevolgd totdat een veiligheidsgrens wordt overschreden. 104. Men komt de eerste veiligheidsgrens tegen op lijn L41, met een stroom van 500 MW wanneer de elektriciteitsoverdracht van land A naar land C de volgende waarde behaalt: 500 MW – 333 MW = 167 MW / PTDF1=>4 = 167 MW / 0,75 = 223 MW 105. Op dit punt van de berekening bedraagt de waarde van de NTC voorgesteld door de netbeheerder van land A 223 MW. De fysieke stromen van het systeem die overeenkomen met een situatie waarin het systeem volgens het basisscenario belast is en de maximale 41/79 uitwisseling van 223 MW, worden in onderstaande figuur geïllustreerd. 106. Volgens dezelfde redenering maar aan de hand van een ander basisscenario (zie hoger) zal de maximale bilaterale importcapaciteit in de tegengestelde richting 500-200)/0,75 = 400 MW bedragen. 107. Deze waarde verschilt volledig van de waarde die men zou hebben verkregen indien men het basisgeval van de tegengestelde richting zou hebben gebruikt. In dat geval zou de NTC gelijk zijn aan de interconnectiecapaciteit, 500 MW, vermeerderd (en niet verminderd) met de loop flows waarmee rekening werd gehouden in het basisgeval van de tegengestelde richting, dit wil zeggen 333 MW. In totaal loopt dit op tot 833 MW, een waarde dat nog moet worden verdeeld door de beïnvloedingsfactor van 0,75. Dit levert een waarde van 1.111 MW op voor de NTC22. De vergelijking van de waarden die voortvloeien uit deze twee benaderingen tonen aan hoe belangrijk de invloed is van het in overweging nemen van deze “minder optimale situaties” eigen aan elke richting op het resultaat van de berekeningen. 108. De beperking van deze methode in geval van vermaasde netten kan gemakkelijk worden begrepen: elke aanvulling op deze situatie van een uitwisseling intern aan land B van knoop 2 naar knoop 3 of van elke grensoverschrijdende uitwisseling van land B naar land C of van land A naar land B zal de lijn L41 overbelasten en zal de veiligheid van het systeem in gevaar brengen. Daarom passen de TNB’s coördinatiemaatregelen toe met als doel rekening te houden met andere mogelijke uitwisselingen. Deze maatregelen leiden tot verminderingen 22 Aangezien voor de berekening van de ATC’s twee verschillende basisscenario’s worden gebruikt, wordt geen rekening gehouden met de mogelijke positieve invloed die stromen in de tegengestelde richting zouden kunnen hebben op de interconnectiecapaciteit (zie paragraaf 107). 42/79 van de transmissiecapaciteit (zie deel hieronder). III.3.4.3 109. Coördinatie met de TNB van land C Zoals beschreven in punt III.3.2.2 wisselen de buurlanden onder elkaar hun berekeningen in verband met de interconnectiecapaciteit uit en wordt de laagste waarde weerhouden om de veiligheid van het net te verzekeren. Merk hieromtrent echter op dat alle landen niet dezelfde hypothesen of dezelfde marges gebruiken. 110. Om het coördinatieproces tussen de landen A en C te verduidelijken, bestudeert men hieronder het geval waarin land C een ATC-methode toepast. In het kader van deze methode wordt een vorm van coördinatie ingevoerd tussen sommige van de grenzen van het land om het probleem van de onvoorzienbaarheid van de loop-flows gedeeltelijk op te lossen. De netbeheerder van land C stelt hier als hypothese dat import of export gelijk aan maximale waarden zich gelijktijdig op twee grenzen (C/A en C/B) kan voordoen. De methode kan als volgt worden samengevat: land C stelt als hypothese dat de transmissiecapaciteit beschikbaar op lijn L41 gelijkmatig verdeeld is tussen land A en land C. Deze maximale overdrachten worden vervolgens berekend op basis van de relevante PTDF. 111. Verder wordt verondersteld dat de stromen voorzien in het basisscenario door de TNB van land C identiek zijn aan de stromen voorzien in land A. In dat geval zal de TNB van land C veronderstellen dat een capaciteit van 167 MW/2 = 83 MW op lijn L41 wordt besteed aan de import van land A en dat eenzelfde waarde van 83 MW wordt besteed aan de import van land C. De ATC wordt vervolgens berekend door deze waarde van 83 MW te delen door de PTDF relevant voor de uitwisselingen van land C naar land A, die 0,75 bedraagt. Het resultaat voor de importcapaciteit verkregen door de TNB van land C bedraagt 111 MW. 112. Zoals aangegeven voorziet de coördinatiemethode die de twee TNB’s hebben aangenomen veiligheidshalve dat de laagste van de twee waarden wordt weerhouden als bilaterale gemeenschappelijke waarde voor de capaciteit. Overeenkomstig de hierboven beschreven berekeningen, wordt de waarde van 111 MW (de laagste waarde tussen 223 en 111) gekozen als de waarde voor de interconnectiecapaciteit tussen de landen A en C, in de richting van A naar C. 113. Op dit punt is het niet van belang dat, in dit bijzondere geval, de capaciteit berekend door land C kleiner is dan de capaciteit berekend door land A, maar wel dat deze coördinatie enkel leidt tot een vermindering van de voorgestelde capaciteiten. Deze situatie vloeit voort uit verschillende hypothesen in verband met het basisscenario en (zoals dit in het 43/79 onderhavige voorbeeld het geval
  4. is)uit verschillende methoden voor de evaluatie van de capaciteiten. De combinatie van bindende, maar individueel realistische scenario’s leidt tot zeer dwingende eindsituaties waarvan de kans dat ze zich voordoen zeer laag en slecht gekend is. De onzekerheid betreffende de vooruitzichten in verband met de marktomstandigheden wordt gedekt door belangrijke en arbitraire veiligheidsmarges. III.3.4.4 Stijging van de stromen in het basisscenario en in vooraf gecongestioneerde scenario’s 114. De stromen van het basisscenario hebben voorrang op de grensoverschrijdende uitwisselingen. Indien grensoverschrijdende de uitwisselingen uitwisselingen intern aan een plaatsvinden, dan is land, de of de andere transmissiecapaciteit beschikbaar voor de grensoverschrijdende uitwisselingen verminderd. 115. Indien echter nauwlettend toezicht wordt gehouden op de grensoverschrijdende uitwisselingen, houdt, gezien de huidige design van de markt, er niets tegen dat het geheel van de capaciteit van het transmissienet uitsluitend wordt gebruikt voor de uitwisselingen intern aan de landen. 116. Een dergelijke situatie kan worden weergegeven aan de hand van het voorbeeld dat in onderstaande figuur wordt overgenomen. In dit voorbeeld volstaan de uitwisselingen intern aan land B voor het gebruik van 100 % van de capaciteit van het transmissienet door de maximale capaciteit van lijn L41 te bereiken zonder congestie binnen land B te veroorzaken. 117. Aangezien het net al gecongestioneerd is vóór het begin van het berekeningsproces, 44/79 wordt gesteld dat de overeenkomende ATC’s gelijk zijn aan nul. De ontwikkelingswerken die in het kader van de uitvoering van de “flow based”-marktkoppeling in de CWE-regio werden verwezenlijkt, hebben aangetoond dat de kans dat deze extreme situatie zich voordoet, in sterk vermaasde netten niet te verwaarlozen is (zie punt III.4.2). III.3.5 Impact van de huidige methode op de grensoverschrijdende capaciteiten III.3.5.1 118. Loop flows Om het belang van de loop flows te illustreren, geeft onderstaand schema het niveau van de loop flows weer die reeds aanwezig zijn in een basisscenario gebruikt voor de bepaling van de capaciteiten op lange termijn tijdens de winter 2009 en 2010. In dit scenario kennen alle landen, Zwitserland inbegrepen, een perfect evenwicht: er zijn geen commerciële grensoverschrijdende uitwisselingen. De volgende grensoverschrijdende stromen worden waargenomen: Nederland => België: 1.966 MW; België => Frankrijk: 1.966 MW; Duitsland => Frankrijk: 125 MW; Zwitserland => Duitsland: 2.556 MW en Frankrijk =>Zwitserland: 19 MW. 119. Deze illustratie toont duidelijk dat, zonder grensoverschrijdende uitwisselingen, er grensoverschrijdende stromen of loop flows van bijna 2.000 MW zijn die België doorkruisen, waardoor de import- en exportcapaciteiten van het land in grote mate worden beperkt. Deze waarde moet worden vergeleken met de fysieke capaciteit van de twee interconnecties van ongeveer 3.500 MW in omstandigheden van N-1. 45/79 120. De toename van de loop flows is een van de kenmerkende elementen van de vrijmaking van de markt. Zoals reeds vermeld in paragraaf 64, wordt de lokalisatie van nieuwe productie-eenheden voortaan hoofdzakelijk geleid door overwegingen betreffende de beschikbaarheid van primaire energiebronnen, de ligging van een terrein (enz.), en niet langer door een planningsproces uitgevoerd binnen de onderneming die verticaal opgenomen is en dat als doel had de productie dicht bij de vraag te plaatsen (minimalisatie van de verliezen). Omdat de productie verder verwijderd ligt van de verbruikscentra23 nemen de loop flows toe. Elia heeft de voorbije jaren meermaals gewezen op deze constante toename en de variabiliteit van de loop flows. 121. Om de stapsgewijze toename van de loop flows en hun impact op het transmissienet te beperken, heeft Elia drie dwarsregelaars van 1.300 MVA geplaatst op de noordelijke grens van België. Onderstaande figuur geeft de variatie weer van de loop flows voor een week in juli 2009 (magenta lijn) alsook de invloed van de actie van de dwarsregelaars (blauwe lijn). Deze grafiek geeft ook de hoge variatie weer van de loop flows in de loop van een dag (er worden waarden van 3.000 MW waargenomen). Daarnaast kan men zich ook afvragen of één (of zelfs twee24) berekening(
  5. en)per dag van de capaciteit in het kader van de methoden voor de berekening van de capaciteit teneinde zich aan te passen aan de vereiste inzake de optimalisatie van de transmissiecapaciteit, gezien de waargenomen stroomschommelingen 23 In een vrijgemaakte markt zouden de locationele signalen (lagere prijs voor de productie daar waar er te veel
  6. is)die wijzen op gecongestioneerde zones de investeerders in nieuwe productie-eenheden moeten begeleiden om ze te lokaliseren daar waar hun bijdrage tot het net het doeltreffendste is. Deze locationele signalen bestaan in de CWE-regio echter bijna niet. 24 De berekeningsmethode zoals voorgesteld door Elia voorziet twee berekeningen in plaats van één. 46/79 relevant is. III.3.5.2 122. Niveau van de grensoverschrijdende capaciteiten De belangrijkste impact van de bestaande methode (die overeenstemt met de eerste fase van de methode voorgesteld in het kader van de koppeling) is bijzonder zichtbaar op het vlak van de capaciteiten die worden voorgesteld op de grens met Frankrijk en komt overeen met een gemiddelde vermindering van de commerciële grensoverschrijdende capaciteiten in de periode van 2006 tot 2009, meer bepaald in de richting van de export vanuit België naar Frankrijk. 123. Onderstaande tabel geeft de evolutie weer van de gemiddelde grensoverschrijdende capaciteiten voorgesteld op de grenzen met België voor de verschillende richtingen tijdens deze periode. Average proposed commercial capacities (average NTC) MW South border North border France The Netherlands Total Year export import export import import + export 2006 1286 2593 1264 1323 6466 2007 1003 2578 1316 1333 6230 2008 899 2532 1344 1350 6125 2009 1089 2507 1373 1376 6345 124. Deze tabel toont het gebrek aan toename, en zelfs de vermindering, van de 47/79 gemiddelde commerciële grensoverschrijdende capaciteiten die werden waargenomen ondanks de versterking van de fysieke capaciteiten van de interconnectie. 125. Het is namelijk interessant te melden dat, tijdens dezelfde periode, verschillende netversterkingen werden ondernomen en, in het bijzonder, de installatie van een dwarsregeltransformator, de versterking van de lijn op de verbinding tussen Monceau (België) en Chooz (Frankrijk) in januari 2007 en de installatie van drie belangrijke dwarsregeltransformatoren in 2008 op de grenzen met Nederland om de loop flows in het land beter te controleren. Deze investeringen liepen op tot ongeveer 70 miljoen euro. 126. Dit fenomeen beperkt zich niet enkel tot de Belgische grenzen en werd, zoals hierboven reeds vermeld, ook vastgesteld voor de interconnecties binnen de CWE-regio en voor de Duitse grenzen (zie voetnoot nr. 17). III.3.5.3 127. Afscherming van de markt In zomeromstandigheden, wanneer de loop flows opgewekt door het Duitse systeem niet langer worden gecompenseerd door de loop flows geproduceerd door het Franse systeem, zijn de transmissiecapaciteiten berekend voor de zuidelijke grens van België zeer zwak. Deze situatie kan een “afscherming” van de Belgische markt met zich meebrengen met totale commerciële exportcapaciteiten (op beide grenzen) die tot ongeveer 2.000 MW worden beperkt vergeleken met een totale fysieke interconnectiecapaciteit van 10.000 MW, 8.500 MW in N-1, met Frankrijk en Nederland. 128. Onderstaande figuur geeft de marktomstandigheden weer die tijdens de zomer van 2009 geldig zijn op 24 uur en, in het bijzonder, de ATC’s berekend voor 30 augustus 2009. Het toont meer bepaald het volume uitgewisseld op Belpex, de evenwichtsprijs van de markt, de handelsverrichtingen met Nederland en de ATC-waarde voor de verschillende tijdstippen van de dag. 129. Deze figuur toont duidelijk aan dat, voor bepaalde tijdstippen, alle commerciële interconnectiecapaciteiten werden toegekend aan de markt. Op deze tijdstippen liggen de exportcapaciteiten berekend in D-1 dicht bij 1.450 MW, wat overeenkomt met een totale export van ongeveer 2.000 MW indien men rekening houdt met de nomineringen die plaatsvonden in het kader van de jaar- en maandtoewijzing25. Merk op dat deze waarde moet worden vergeleken met de totale geïnstalleerde fysieke capaciteit van 10.000 MW en 25 (ATC BE-FR) + (ATC BE-NL) + circa 500 MW van de nomineringen van jaar- en maandcapaciteit. 48/79 voortvloeit uit de voorrang die wordt gegeven aan de loop flows en aan de arbitraire veiligheidsmarges die door de TNB’s worden toegepast. 130. De ondergeschikte rol van de grensoverschrijdende uitwisselingen in het kader van de methode voor de berekening van de capaciteiten heeft een verwoestend effect op de handelsmogelijkheden. Aangezien de ATC-methode bovendien slechts 20 % van de totale geïnstalleerde capaciteit van het net ter beschikking stelt voor handelstransacties, heeft ze de neiging om de Belgische markt af te schermen en het regionale sociaal-economische welzijn te beperken. 131. Tijdens de maanden juni tot september 2009 liepen de NTC-niveaus gedurende 718 uren namelijk op tot 600 MW voor de export naar Frankrijk, wat overeenkomt met 25 % van de tijd. In dezelfde periode was de grens gedurende 1.300 uren gecongestioneerd, dus ongeveer gedurende 44 % van de tijd. Deze gegevens tonen de hoge frequentie aan van de uren tijdens dewelke de capaciteit beperkt was tot uiterst lage waarden en tijdens dewelke de grens gecongestioneerd was (de impliciete vraag voor transmissiecapaciteit was groter dan het aanbod). Deze cijfers geven de beperking van de grensoverschrijdende handel tijdens de zomer weer. 132. Hetzelfde fenomeen werd in 2010 waargenomen. Op 28 juli 2010 (zie onderstaande figuur) stelt men bijvoorbeeld opnieuw dezelfde beperkingen van de Belgische 49/79 exportcapaciteiten vast. 133. Het is belangrijk de nadruk te leggen op het feit dat deze niveaus van grensoverschrijdende transmissiecapaciteit geen verband houden met de economische waarde van de mogelijke grensoverschrijdende transacties: de verdeling van de beschikbare transmissiecapaciteit tussen verschillende grenzen is niet conform de markt en sommige uitwisselingen zijn soms arbitrair verboden, ook al zouden ze een aanzienlijke positieve invloed kunnen hebben gehad op de regionale welvaart. 134. In deze context kan men verwijzen naar de marktomstandigheden die op 19 oktober 2009 van kracht waren. Die dag bedroeg de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit met Frankrijk slechts 900 MW, terwijl de vraag naar capaciteit groot was. Bijgevolg was de grens gecongestioneerd en liepen de prijzen in Frankrijk op tot 3.000 euro/MW. Dit voorbeeld toont aan dat de grensoverschrijdende capaciteiten niet worden toegewezen op een manier die overeenstemt met de markt. III.3.5.4 135. Gebrekkig gebruik van het transmissienet Recente analyses uitgevoerd door de CREG bewijzen dat de technische capaciteiten van het transmissienet slecht worden gebruikt: de elementen van het transmissienet zijn 50/79 gemiddeld voor 19,7 % van hun nominale capaciteiten belast. Bovendien blijkt er bijna geen correlatie te zijn tussen de gemiddelde belasting van het systeem en de commerciële congestie aangekondigd in D-1. De gemiddelde belasting van de transmissie-elementen die overeenkomen met de gecongestioneerde uren in D-1 is bijna identiek aan de gemiddelde belasting van de niet-gecongestioneerde uren, namelijk 20,6 %. Daarnaast stelt men een zeer lichte variatie vast van de gemiddelde belastingsgraad van het net tussen de piekuren, tijdens dewelke de belasting stijgt tot 20,9 %, en de andere uren, tijdens dewelke het gemiddelde 18,5 % bedraagt. Onderstaande figuur geeft de evolutie weer van de gemiddelde maandelijkse belastingsgraad tijdens de piekuren en de daluren voor het jaar 2009. 136. Deze cijfers tonen de zwakkere waarde van de uitgevoerde capaciteitsberekeningen aan. Ze geven duidelijk aan dat het ATC-model de capaciteit van het transmissienet niet in voldoende mate gebruikt. 137. Wanneer men deze waarden per grens analyseert, stelt men een lichte variatie vast tussen de waarden waargenomen op de noordelijke grens en die op de zuidelijke grens. Op de noordelijke grens is er bijna geen verschil tussen de gemiddelde belastingsgraad vastgesteld tijdens de uren waarin er congestie optreedt, namelijk 20 %, en de uren tijdens dewelke er geen sprake is van congestie, met name 19,7 %. Deze cijfers zijn op zich niet echt verrassend en kloppen met het waargenomen gebrek aan een echte methode voor de berekening van capaciteiten op deze grens en de arbitraire aard van de weerhouden capaciteiten. Op de zuidelijke grens bedraagt de gemiddelde belastingsgraad 20,9 % in 51/79 geval van congestie en 19,2 % wanneer er geen congestie is. Er is een zeer lichte correlatie tussen de congesties en de belastingsgraad. 138. Op basis van deze waarnemingen kan als eerste conclusie worden gesteld dat de uitgevoerde berekeningen van de interconnectiecapaciteit een lage waarde hebben: de evolutie van de belastingsgraad in geval van congestie vergeleken met een situatie waarin er geen congestie is, verschilt zeer weinig tussen de noordelijke grens, waar er geen berekening is, en de zuidelijke grens, waar wel een berekening wordt uitgevoerd. Een tweede conclusie zou kunnen zijn dat de meeste congesties buiten het Belgische net plaatsvinden. Spijtig genoeg beschikt de CREG niet over de congestiegegevens betreffende de buitenlandse netten teneinde een ongeschikt gebruik van de interconnectiecapaciteit te kunnen controleren. 52/79 III.4. Analyse van het tweede voorgestelde deel methode capaciteitsberekening: van de voor gecoördineerde veiligheidscontrole III.4.1 Inleiding 139. In het kader van de implementatie van de marktkoppeling hebben de TNB’s van de CWE-regio het nodig geacht om de onderlinge coördinatie te versterken teneinde de veiligheid van het systeem te garanderen. In geval van marktkoppeling (impliciet mechanisme op de vier grenzen dat de waarde van de uitwisselingen maximaliseert rekening houdend met de beperkingen opgelegd door de NTC) bestaat er namelijk een reële kans dat het geheel van de capaciteit van het transmissienet uitsluitend wordt gebruikt voor uitwisselingen tussen twee landen, bijvoorbeeld in geval van een groot prijsverschil tussen twee landen. De marktkoppeling kan er dan toe leiden dat de interconnecties op een andere manier worden gebruikt (en belast), wat de netbeheerders ook moeten kunnen aanvaarden. Met een combinatie van expliciete en impliciete veilingen was de kans dat een dergelijk evenement zich zou voordoen, verwaarloosbaar. 140. Om de keuzes van de TNB’s in verband met de selectie van een model voor de berekening van capaciteit dat geschikt was om in de CWE-regio te worden ingevoerd, beter te begrijpen, is het interessant enkele stukken uit de gemeenschappelijke mededeling die op de website van de ERGEG26 werd gepubliceerd, aan te halen: “De berekening van de commerciële grensoverschrijdende capaciteiten is een zeer ingewikkelde kwestie. Het principe van de ATC-berekening bestaat erin ex ante een geheel van grensoverschrijdende capaciteiten te vinden die een veilige werking van het systeem garanderen. Dit geheel zou meer bepaald zó moeten zijn dat de stromen in de fysieke lijnen van het net niet groter zijn dan de technisch maximaal toelaatbare stromen op de lijnen die worden blootgesteld aan grensoverschrijdende stromen voor alle mogelijke transacties die voortvloeien uit de koppeling van de vier markten.” Deze bewering beschrijft duidelijk de 26 http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_INITIATIVES/ERI/CentralWest/Meetings1/RCC_meetings/14supthsup%20CW%20RCC/DD/common%20communication%20to %20SG1%20050209%20_3_.pdf 53/79 doelstellingen van elke gecoördineerde ATC-methode voor capaciteitsberekening die werd ontwikkeld met het oog op de uitvoering van een marktkoppeling. De ex ante waarden en de vastheid (“firmness”) die het woord “garanderen” laat veronderstellen, vormen belangrijke kenmerken en eisen verbonden aan de ATC-benadering. De tekst gaat als volgt verder: 141. “Om deze berekeningen uit te voeren, kunnen verschillende opties worden overwogen: • De eerste optie is de huidige toepassing van de bilaterale ATC-berekening. Stricto sensu is de berekende capaciteit enkel geldig voor uitwisselingen op de overeenstemmende grens. Elke uitwisseling buiten de markthypothese in kwestie kan de veiligheid van het net in gevaar brengen. Bijgevolg worden specifieke veiligheidsmarges (bijvoorbeeld om het hoofd te bieden aan de mogelijke loop flows) toegepast om te waken over de veiligheid van het net. Het optimale gebruik van de voorgestelde capaciteit die wordt bepaald als zijnde het resultaat van het algoritme van de marktkoppeling, kan onverwachte/onbekende stresssituaties veroorzaken die deze methode misschien niet doeltreffend zal kunnen behandelen.” Bovenstaande analyse van deze eerste optie toont aan dat er een reëel onverwacht/onbekend risico is voor de veiligheid van het net in geval van koppeling. Dit verklaart waarom de TNB’s in het kader van de invoering van een marktkoppeling geen status-quo als aanvaardbare oplossing hebben overwogen (zie § 129) en waarom naar meer geavanceerde methoden werden gezocht. 142. “• De tweede optie is een volledig automatische en gecoördineerde berekening van de grensoverschrijdende capaciteiten op basis van hetzelfde ATC-concept. De TNB‟s hebben aangegeven dat de moeilijkheden waarmee ze werden geconfronteerd in het kader van de ontwikkeling van gecoördineerde ATC-berekeningen, enkele jaren geleden aan de basis lagen van de overgang naar „flow-based‟-benaderingen. Theoretisch en praktisch gezien lijkt het onmogelijk een gecoördineerde en automatische ATC-berekeningsmethode te kunnen ontwikkelen die tevens ook de veiligheid van het net volledig garandeert en een doeltreffend gebruik van de technische capaciteit van het transmissienet toelaat.” 143. De CREG gaat akkoord met dit standpunt. Zoals deze zin duidelijk aangeeft, is een volledig gecoördineerde ATC-methode die gelijktijdig een doeltreffend gebruik van het systeem toelaat en de veiligheid ervan verzekert, niet mogelijk. Bovendien stelt deze zin duidelijk dat elke minder geavanceerde tussenliggende methode (zie lager paragraaf 144) moeilijk aan de verplichting betreffende een doeltreffend gebruik van het transmissienet zal kunnen voldoen. Daarom steunt de CREG ook ten volle de invoering van een 54/79 marktkoppeling gebaseerd op de stromen zoals voorzien door het MOU van de CWE-regio. 144. “• De derde optie die de TNB‟s hebben voorgesteld in het kader van het project van de CWE-marktkoppeling is een benadering die zich halverwege tussen de twee voorgaande opties bevindt. De capaciteiten worden zoals in de eerste benadering berekend en worden vervolgens gecontroleerd op basis van een model van gemeenschappelijk net voor twee tijdstippen per dag. Indien op het net veiligheidsproblemen worden ontdekt, kan worden besloten om de capaciteit aan te passen voordat capaciteitswaarden op de markt worden voorgesteld.” Deze optie, die uiteindelijk door de netbeheerders werd weerhouden nadat ze (tijdelijk) afstand hebben gedaan van de benadering gebaseerd op de stromen, zal in de rest van de tekst de half-gecoördineerde benadering worden genoemd. III.4.2 Het probleem van de vooraf gecongestioneerde scenario’s 145. Het is belangrijk te begrijpen dat de methode die uiteindelijk voor de koppeling werd weerhouden, voordeel haalt uit de werken uitgevoerd door de netbeheerders in het kader van de ontwikkeling van de “flow based”-marktkoppeling. De methode vloeit voort uit de tegengekomen moeilijkheden, en in het bijzonder uit de moeilijkheden waarmee men werd geconfronteerd in het kader van de ontwikkeling van een gemeenschappelijk basisscenario. De simulaties van de TNB’s in de CWE-regio die het hele jaar 2007 dekken, hebben namelijk aangetoond dat, op basis van de automatische berekeningen (zonder manuele tussenkomst), het net in 17 % van de simulaties al beperkt was in het basisscenario, waardoor er geen plaats was voor bijkomende (grensoverschrijdende) uitwisselingen. Dit fenomeen werd “vooraf gecongestioneerde scenario’s” genoemd. Het gebruik van een gemeenschappelijk basisscenario voor de bepaling van de NTC leidde te vaak tot nietige waarden voor de capaciteiten. Er werd hier dus afstand van genomen ten voordele van het behoud van de huidige methoden, die zich niet beroepen op een gemeenschappelijk basisscenario, gevolgd door een manuele gecoördineerde veiligheidscontrole uitgevoerd aan de hand van een gemeenschappelijk basisscenario. Met manueel verstaat men hier dat elke TNB kan afwijken van de resultaten van de automatische berekening en kan beslissen geen rekening te houden met verplichtingen of situaties waarvan hij vindt dat ze weinig realistisch zijn. 146. De fundamentele reden van de moeilijkheden waarmee de TNB’s werden 55/79 geconfronteerd in het kader van de ontwikkeling van de methode voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de CWE-regio is dat de methode de interne en de grensoverschrijdende uitwisselingen op een arbitraire manier splitst. Dit is een belangrijk en direct motief voor de vooraf gecongestioneerde scenario’s. Door de grensoverschrijdende uitwisselingen in het basisscenario te annuleren, gaat men namelijk ook aan situaties voorbij waarin de grensoverschrijdende uitwisselingen juist een nationale transactie mogelijk maken door middel van de stromen in tegengestelde richting die ze veroorzaken27. De vooraf gecongestioneerde scenario’s tonen duidelijk dat het transmissienet al gecongestioneerd kan zijn zonder dat een grensoverschrijdende uitwisseling heeft plaatsgevonden. Ze trekken de gelijkwaardigheid van de opbouw van het basisscenario zoals voorgesteld in de methoden voor de berekening van ATC-capaciteit en “flow based”-capaciteit, in twijfel en tonen aan waarom basisgevallen uitgewerkt op basis van kleinere en soortgelijke zones zouden moeten worden bestudeerd. 147. Met andere woorden, dezelfde vooraf gecongestioneerde gevallen kunnen zich voordoen met de voorgestelde half-gecoördineerde ATC-benadering. De gevolgen van deze gevallen hebben echter een minder rechtstreekse impact op de goede werking van de halfautomatische ATC-methode, met verschillende basisgevallen voor de bepaling van de bilaterale NTC-waarden en per dag slechts twee gecoördineerde controleberekeningen voor de veiligheid van het net op basis van een gemeenschappelijk basisgeval. Deze twee berekeningen laten namelijk meer ruimte voor manuele tussenkomsten, die verboden zijn in geval van een “flow based”-benadering in het kader waarvan de 24 dagelijkse berekeningen een automatische behandeling vereisen. 148. Als gevolg van de hierboven voorgestelde elementen heeft Elia, in samenwerking met 27 Stel dat het basisscenario opgebouwd is op basis van een berekening van de haalbare belastingsstromen die voldoet aan de verplichtingen omtrent de veiligheid van het net (zoals dit het geval is in de CWE-regio, op basis van gegevens waargenomen gedurende een dag voorafgaand aan de toewijzing en overgemaakt door het DACF-systeem, dat staat voor “Day Ahead Congestion Forecast”) en dat de hieruit voortvloeiende stromen nauw aansluiten bij de veiligheidsgrenzen van het systeem. Stel vervolgens dat de grensoverschrijdende uitwisselingen die uit de gemeenschappelijke momentopname worden gehaald, eigenlijk in de tegengestelde richting lopen ten opzichte van de nationale uitwisselingen voor de onderdrukte netelementen. In dat geval kan een arbitraire splitsing van de interne en de grensoverschrijdende uitwisselingen het werkingspunt van het systeem buiten het veiligheidsdomein plaatsen. De elektrische netten worden namelijk gekenmerkt door het feit dat bepaalde (commerciële) uitwisselingen individueel niet haalbaar zijn maar dat alle uitwisselingen samen haalbaar zijn omwille van de wetten van Krichhoff en van een mogelijke compensatie op kritische netelementen in verband met de verdeling van de elektrische stromen te wijten aan een handelsverrichting op het hele net. In deze situatie kan geen enkele vermindering van de grensoverschrijdende uitwisselingen nog helpen om een haalbaar werkingspunt te vinden en moet het hele huidige controlesysteem van de veiligheid in twijfel worden getrokken. 56/79 de andere netbeheerders van de CWE-regio, een half-gecoördineerde ATC-methode voorgesteld voor de opstarting van de marktkoppeling. Deze methode komt overeen met de huidige bilaterale berekeningen van capaciteiten gevolgd door een op regionaal niveau gecoördineerde veiligheidscontrole van de transmissiecapaciteiten voorgesteld door de individuele TNB’s. Deze controle kan uitdraaien op een gecoördineerde vermindering van de oorspronkelijk voorgestelde transmissiecapaciteiten. De belangrijkste eigenschappen van de voorgestelde veiligheidscontrole worden hieronder uiteengezet en besproken. III.4.3 Beschrijving van de gecoördineerde controle 149. Om hun gecoördineerde veiligheidscontrole uit te voeren, hebben de TNB’s een gemeenschappelijk basisscenario uitgewerkt. Deze moet elke TNB de kans geven de verschillende NTC-combinaties uit te testen. Indien schendingen van de veiligheid worden vastgesteld, kan alarm worden geslagen en kan een gecoördineerd verminderingsprocedure worden ingezet. III.4.3.1 150. Opbouw van het basisscenario Het punt 3.2.5 “Aanpassing van de FREF28” van de oriëntatiestudie uitgevoerd in februari 200829, geeft meer informatie over de manier waarop het gemeenschappelijke basisscenario wordt opgebouwd. “Het D-2CF-basisscenario30 moet een volledige beschrijving zijn van de voorziene staat van het net. Bijgevolg moet het D-2CF-basisscenario absoluut een beschrijving omvatten van de jaar-, maand- en dagnomineringen. Zo verkrijgt men de FREF. Op dit punt zijn deze nomineringen slechts hypothesen aangezien de jaar- en maandnomineringen op D-2 nog niet gekend zijn. Daarnaast zouden de dagnomineringen geen hypothese van de methodologie moeten zijn, maar zijn ze het resultaat van het toewijzingsproces. Eens de hypothesen betreffende de dagnomineringen werden gebruikt voor de berekening van de PTDF‟s, moeten ze worden afgetrokken van de FREF. 28 Een FREF is een referentiestroom van het basisgeval, de stroom die reeds aanwezig is vóór de toewijzing. 29 http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_INITIATIVES/ERI/CentralWest/Final%20docs/Orientation%20Study.pdf 30 D-2CF staat voor “Day minus two Congestion Forecast”, wat een geheel van gegevens is dat toelaat de afzet van de belasting te berekenen op D-2 teneinde congesties die zich op dag D zouden kunnen voordoen, te ontdekken. 57/79 Een nieuwe FREF voor de stromen van het basisscenario moet dan worden berekend in D-1 teneinde: • rekening te houden met de jaar- en maandnomineringen van reële klanten voor dag D; • GEEN REKENING MEER TE HOUDEN met de vorige hypothese over de dagnominering voor dag D aangezien deze het resultaat is van de toewijzing op 24 uur die nog niet heeft plaatsgevonden. Dit proces treedt als volgt na de jaar- en maandnomineringen op D-1 op: • 1e stap: De stromen afkomstig van de “hypothetische” nomineringen worden met behulp van de PTDF-matrix afgetrokken van de FREF die op basis van het D-2CF-basisscenario werd bepaald. • 2e stap: Op dag D-1 zijn de nomineringen op lange termijn (J+M) voor dag D gekend. De impact van deze nomineringen op lange termijn op de stromen wordt, nog steeds met behulp van de PTDF-matrix, bij de FREF (gewijzigd in stap 1) gevoegd. Deze twee stappen kunnen aan de hand van een enkele vergelijking worden samengevat: Waarbij: de evenwichtspositie is in de prijs van zone A voortvloeiend uit de nomineringen op lange termijn (J+M). 151. Dit toont duidelijk aan dat het basisscenario uitgewerkt werd voor dag D op basis van de DACF-gegevens (“Day Ahead Congestion Forecast”) van de dag D-2, waarvan de grensoverschrijdende nomineringen van D-2 worden afgetrokken en waaraan de nomineringen op lange termijn op D-131 worden toegevoegd. Deze tekst toont ook aan dat het basisscenario de uitwisselingen intern aan het land, de grensoverschrijdende uitwisselingen buiten de regio en, in functie van de fase van de berekening, de maand- en jaarnomineringen uitgevoerd in D-1 bevat. Deze annulering van de nomineringen heeft betrekking op alle grenzen intern aan de regio en niet langer op een enkele grens zoals dit het geval was in het kader van bilaterale benaderingen. Dit zou het onverwachte belang van 31 Zie 2e stap. 58/79 het fenomeen van de vooraf gecongestioneerde scenario’s die men is tegengekomen, kunnen verklaren. Buiten de simulaties uitgevoerd in 2007 en de meer recente tests gedaan in 200932 (die de resultaten van 2007 bevestigen), worden de huidige frequentie waarmee deze zich voordoen en hun belang in het kader van de gecoördineerde veiligheidscontrole van de ATC-methode, niet duidelijk aangegeven door Elia. De ATC-benadering, die slechts twee benaderingen per dag inhoudt, laat de netbeheerders echter toe manueel tussen te komen om geval per geval de kritische situaties die zich voordoen, te verhelpen. 152. Op basis van de beschikbare informatie lijkt het erop dat één enkel basisscenario wordt gebruikt (voor elke bestudeerde momentopname van het net33) in het kader van de gecoördineerde veiligheidscontrole, en dit ongeacht de richting van de geteste NTC’s. Het gaat hier om een aanzienlijke verbetering van de methodologie. III.4.3.2 153. Coördinatie Voor elke momentopname van het systeem worden acht waarden van de NTC (een voor elke richting) overgedragen naar de gemeenschappelijke module. De verschillende TNB’s kunnen 16 verschillende combinaties van de vier NTC’s op de vier grenzen, ook “pieken” van deze multidimensionele ruimte genoemd, testen. Indien een TNB een risico voor de veiligheid van het net ontdekt, zal hij na beoordeling van de ernst ervan een rode vlag hijsen. 154. Deze methode geeft onmiddellijk aanleiding tot commentaar: de grensoverschrijdende capaciteiten worden gecontroleerd op basis van extreme scenario’s, namelijk de gelijktijdige toezicht op nomineringen op de vier grenzen die gelijk zijn aan de voorgestelde maximale NTC’s. Deze situatie kan uitmonden in abnormaal lage grensoverschrijdende capaciteiten34. Bijgevolg hebben de TNB’s aangegeven dat ze de veiligheid van het net niet systematisch voor de 16 pieken zouden controleren en dat ze rekening zullen houden met de kans dat een top zich voordoet of de relevantie ervan alvorens alarm te slaan. Deze methode is dus niet automatisch en een manuele tussenkomst is minstens op dit punt nodig. 32 Verslag betreffende de laatste tests inzake het mechanisme voor de gecoördineerde vermindering en inzake de vooraf gecongestioneerde scenario’s ontvangen van de TNB’s op 25 september 2009. 33 Laten we er even aan herinneren dat hier twee

🔗 Vers la source officielle

AI-uitleg op basis van de officiële wettekst. Indicatief, vervangt geen juridisch advies.