← België

Eindbeslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de d

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 EINDBESLISSING (B)150423-CDC-1410 over “de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa)” genomen met toepassing van artikel 15.2 van Verordening (EG) nr. 714/2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003, van artikel 6.3 van Bijlage 1 van Verordening (EG) nr. 714/2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003, van artikel 23, §2, tweede lid, 35°en 38° en van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en de artikelen 176, §2, 180, §2 en 183, §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. 23 april 2015 INHOUDSOPGAVE I. WETTELIJK KADER .................................................................................................... 6 I.1 Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 13 juli 2009 houdende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 2003/54/EG ........................................................................... 6 I.2 Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003 .......................................................................................................... 7 I.3 Richtsnoeren voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties tussen nationale systemen ........................ 9 I.4 Verordening (EU) nr. 543/2013 van de Commissie van 14 juni 2013 betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten en houdende wijziging van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad ............................................................................................16 I.5 De elektriciteitswet ..................................................................................................17 I.6 Het technisch reglement .........................................................................................18 I.7 Verordening (EU) tot vaststelling van een netwerkcode betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ...............................................................21 II. Antecedenten ..............................................................................................................23 III. Beschrijving van de voorgestelde methode .................................................................33 III.1 Algemeen ...............................................................................................................33 III.2 Adequaatheid productie verbruik ............................................................................38 III.3 Concurrentie tussen de stroomparameters .............................................................40 IV. Conformiteit met het wettelijke kader ...........................................................................43 IV.1 Berekenings- en toewijzingsmethode......................................................................43 IV.2 Transparantie .........................................................................................................47 IV.3 Berekening van de intradaycapaciteit .....................................................................48 2/86 IV.4 Conformiteit van de methoden voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare dagelijkse capaciteit via een impliciete methode .....................................................49 IV.5 Conformiteit van de methode voor de verdeling van de congestie-inkomsten .........51 V. Beoordeling van het voorstel .......................................................................................53 V.1 Prijsevolutie ............................................................................................................53 V.2 Prijsconvergentie en congestie ...............................................................................55 V.3 Sociale welvaart .....................................................................................................56 V.4 De concurrentie tussen flux parameters ..................................................................57 V.5 Aanpassing van het algoritme in geval van schaarste .............................................58 V.6 Intuïtiviteit ...............................................................................................................59 V.7 Conclusie ................................................................................................................59 VI. Door de CWE regulatoren gevraagde verbeteringen aan de methode.........................60 VI.1 Aanpassing van het algoritme in geval van schaarste .............................................60 VI.2 Intraday capaciteitsberekening ...............................................................................61 VI.3 Interconnectie België –Luxemburg ..........................................................................61 VI.4 Implementatie van FTR...........................................................................................62 VI.5 Flow factor competition ...........................................................................................62 VI.6 Implementeren van afgesproken vereisten in verband met transparantie ...............63 VI.7 Externe beperkingen - External constraints.............................................................63 VI.8 Een nauwere samenwerking met andere regio's en uitbreidingen naar andere grenzen - potentieel geavanceerde hybride koppeling ............................................63 VI.9 Intuïtieve Flow-based marktkoppeling .....................................................................64 VI.10 FRM........................................................................................................................65 VI.11 CBCO selectie ........................................................................................................66 VI.12 D2CF compositie ....................................................................................................66 VI.13 GSK evolutie...........................................................................................................66 VI.14 Common Grid Model en referentiesituatie (base case) ...........................................67 VII. Antwoorden op het commentaar van de openbare raadpleging van de CREG ............68 VII.1 Elia's reactie ...........................................................................................................68 3/86 VII.1.1 Paragrafen 81-85 .........................................................................................68 VII.1.2 Paragrafen 87 en 127 betreffende de externe beperkingen .........................69 VII.1.3 Paragrafen 119-124 betreffende de discriminatie van de grensoverschrijdende uitwisselingen ten voordele van de interne uitwisselingen binnen een land..................................................................................................71 VII.2 Reactie van FEBEG ................................................................................................74 VII.2.1 Inleiding .......................................................................................................74 VII.2.2 Opmerkingen en voorstellen ........................................................................74 VII.3 Reactie van EFET...................................................................................................78 VII.3.1 Aanpassing van het algoritme in geval van schaarste ..................................79 VII.3.2 Biedzones en concurrentie tussen de stroomparameters.............................79 VII.3.3 Langetermijntoewijzing en invoering van FTR's ...........................................79 VII.3.4 Berekening van de intradaycapaciteit ..........................................................80 VII.3.5 Transparantie ..............................................................................................81 VIII. BESLISSING ...............................................................................................................83 IX. BIJLAGE 1: Lijst van afkortingen .................................................................................86 4/86 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt hierna het voorstel van de NV Elia System Operator (hierna: Elia) betreffende de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa) (hierna: het voorstel van Elia). Dat gebeurt op basis van artikel 15, §2 van Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad (hierna: de Verordening) van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, van artikel 6.3 van Bijlage 1 van de Verordening , van artikel 23, §2, tweede lid, 35° en 38° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: de elektriciteitswet) en de artikelen 176, §2, 180, §2 en 183, §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). De CREG ontving een eerste voorstel van Elia per brief op 25 februari 2015. Zij ontving een geüpdate versie op 16 maart 2015. Deze laatste versie vormt het voorwerp van deze beslissing. Deze beslissing bestaat uit acht delen. Het eerste deel bevat het wettelijk kader. In het tweede deel worden de antecedenten van de beslissing toegelicht. De derde sectie bevat een beschrijving van de voorgestelde methode. Het vierde deel analyseert de conformiteit van het voorstel met de regelgeving(en). In het vijfde deel beoordeelt de CREG het voorstel van Elia. In het zesde deel formuleert de regulator een aantal verbeteringen aan het voorstel van Elia. Deel zeven bevat de reacties op de openbare raadpleging van de CREG over haar ontwerpbeslissing. De eigenlijke beslissing volgt in het achtste en laatste deel. Een kopie van het voorstel van Elia en de niet-vertrouwelijke bijlagen bij dit voorstel zijn bij deze beslissing gevoegd, alsook een Position Paper of CWE NRAs on Flow-Based Market Coupling (een gezamenlijk document van de CWE-regulatoren) en een Memorandum of Understanding tussen de regulatoren van de CWE-regio. Deze ontwerpbeslissing werd door het Directiecomité van de CREG aangenomen op 23 april 2015.  5/86 I. WETTELIJK KADER 1. Dit hoofdstuk bepaalt het wettelijke kader dat toepasselijk is op Elia’s voorstel en dat de basis vormt van deze beslissing. Het wettelijke kader bestaat uit Europese en Belgische wetgeving. I.1 Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 13 juli 2009 houdende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 2003/54/EG 2. Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 2003/54/EG (hierna: Richtlijn 2009/72/EG) legt in haar artikel 12.

  1. f)een algemene verplichting op volgens dewelke de netbeheerder de niet-discriminatie tussen gebruikers of categorieën van gebruikers van het net, meer in het bijzonder ten gunste van zijn gelieerde maatschappijen, moet waarborgen. Richtlijn 2009/72/EG benadrukt in het bijzonder het principe van de niet-discriminerende toegang tot het transmissiesysteem in artikel 32.1, 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 32.2 van richtlijn 2009/72/EG bepaalt onder meer dat de transmissienetbeheerder de toegang kan weigeren wanneer hij niet over de nodige capaciteit beschikt. 3. Artikel 37.6.
  2. c)van richtlijn 2009/72/EG heeft betrekking op de taken en bevoegdheden van de regulerende instanties en bepaalt dat ze bevoegd zijn voor de vaststelling of de voldoende ruim aan de inwerkingtreding voorafgaande goedkeuring van ten minste de methoden voor het berekenen of vastleggen van de voorwaarden inzake toegang tot grensoverschrijdende infrastructuur, inclusief de procedures voor de toewijzing van capaciteit en congestiebeheer. 4. Artikel 37.9 van richtlijn 2009/72/EG bepaalt dat de regulerende instanties het congestiebeheer van de nationale elektriciteitssystemen, inclusief interconnectoren, en de 6/86 uitvoering van de regels inzake congestiebeheer transmissiesysteembeheerders of monitoren en dat hiertoe de marktdeelnemers hun congestiebeheersprocedures, inclusief de toewijzing van capaciteit, aan de nationale regulerende instanties ter goedkeuring voorleggen. De nationale regulerende instanties mogen verzoeken om wijzigingen in deze procedures. 5. Artikel 37. 10. bepaalt het volgende: "De regulerende instanties zijn bevoegd om zo nodig van de transmissie- en distributiesysteembeheerders te verlangen dat zij de voorwaarden wijzigen, met inbegrip van de in dit artikel bedoelde tarieven of methoden, om ervoor te zorgen dat deze evenredig zijn en op niet-discriminerende wijze worden toegepast... " 6. Artikel 38.2.
  3. c)van richtlijn 2009/72/EG bepaalt dat de regulerende instanties ten minste samenwerken op regionaal niveau om de ontwikkeling van de regels inzake congestiebeheer te coördineren. I.2 Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 1228/2003 7. De CREG herinnert eraan dat, krachtens de bepalingen van artikel 249 van het Verdrag tot oprichting van de Europese Gemeenschap, de Verordening een algemene draagwijdte heeft, in al zijn elementen bindend is en rechtstreeks van toepassing is in iedere Lidstaat. 8. Artikel 15.2 bepaalt dat "de door de transmissiesysteembeheerders 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 regulerende instanties worden goedgekeurd". 9. Artikel 16.1 preciseert dat de congestieproblemen van het netwerk worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktspelers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Bovendien bepaalt dit artikel dat de netcongestieproblemen bij voorkeur 7/86 moeten worden opgelost met van transacties losstaande methodes, d.w.z. methodes waarbij geen keuze moet worden gemaakt tussen de contracten van afzonderlijke marktspelers. 10. Artikel 16.3 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. 11. Artikel 16.4 betreft het tijdschema van de nomineringen en de herverdeling van de ongebruikte capaciteiten. Het bepaalt dat de marktspelers de betrokken transmissiesysteembeheerders 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. Eventueel toegewezen capaciteit die niet gaat worden benut, wordt op een open, transparante en niet-discriminerende wijze weer op de markt gebracht. 12. Artikel 16.5 van de Verordening bepaalt dat de transmissiesysteembeheerders, voor zover dit technisch mogelijk is, de behoeften aan capaciteit voor elektriciteitsstromen in tegengestelde richting over de overbelaste koppellijn vereffenen, teneinde de capaciteit van deze lijn maximaal te benutten. 13. Artikel 16.6 van de Verordening bepaalt: Eventuele ontvangsten uit de toewijzing van koppelingscapaciteit worden gebruikt voor de volgende doelen:
  4. a)het garanderen dat de toegewezen capaciteit daadwerkelijk beschikbaar is, en/of
  5. b)de koppelingscapaciteit handhaven of vergroten door investeringen in het net, met name in nieuwe interconnectoren. Indien ontvangsten niet efficiënt voor de in de eerste alinea, onder punten
  6. a)en/of b), genoemde doelen kunnen worden aangewend, kunnen zij onder voorbehoud van goedkeuring door de regulerende instanties van de betrokken lidstaten voor een door die instanties maximumbedrag worden aangewend als inkomsten die door de regulerende instanties in aanmerking moeten worden genomen bij de goedkeuring van de methode voor de berekening van de nettarieven, en/of de vaststelling van de nettarieven. De rest van de ontvangsten wordt op een aparte interne rekening gezet totdat hij voor de in de eerste alinea, onder punten
  7. a)en/of b), genoemde doelen kan worden besteed. Het Agentschap wordt op de hoogte gesteld van het in de tweede alinea bedoelde goedkeuringsbesluit. 8/86 14. Artikel 19 van de Verordening bepaalt dat de regulerende instanties ervoor zorgen dat deze Verordening en de krachtens artikel 18 vastgestelde richtsnoeren in acht worden genomen. Waar nodig werken de regulerende instanties samen met elkaar, met de Commissie en met ACER om te voldoen aan de doelstellingen van deze verordening. I.3 Richtsnoeren voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties tussen nationale systemen 15. De bijlage van de Verordening bevat richtsnoeren voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties (koppelverbindingen) tussen nationale systemen (hierna "Richtsnoeren"). De bepalingen van deze Richtsnoeren, die relevant zijn voor onderhavige beslissing, worden hierna weergegeven. 1. ALGEMEEN 1.1. Transmissiesysteembeheerders moeten alle commerciële transacties trachten te aanvaarden, inclusief transacties die grensoverschrijdende handel omvatten. 1.2. Wanneer er geen congestie is, wordt de toegang tot de interconnectie niet beperkt. Waar dit gewoonlijk het geval is, is er geen behoefte aan een permanente algemene toewijzingsprocedure voor toegang tot een grensoverschrijdende transmissiedienst. 1.3. Wanneer de geplande commerciële transacties niet verenigbaar zijn met de veilige exploitatie van het netwerk, moeten de transmissiesysteembeheerders de congestie verlichten overeenkomstig de voorschriften voor veilige exploitatie van het netwerk en tegelijkertijd de daarmee gepaard gaande kosten op een economisch doeltreffend niveau trachten te houden. Redispatching of compensatiehandel moeten worden overwogen wanneer minder dure maatregelen niet kunnen worden toegepast. 1.4. In geval van structurele congestie passen de transmissiesysteembeheerders onmiddellijk de vooraf vastgestelde en overeengekomen methoden en afspraken voor congestiebeheer toe. De congestiebeheermethoden moeten ervoor zorgen dat de fysieke elektriciteitsstromen die gepaard gaan met alle toegewezen transmissiecapaciteit voldoen aan de veiligheidsnormen van het netwerk. 1.5. De voor het congestiebeheer aangenomen methoden en afspraken moeten 9/86 doeltreffende economische signalen geven aan de marktspelers en transmissiesysteembeheerders, de mededinging bevorderen en geschikt zijn om regionaal en gemeenschapsbreed te worden toegepast. 1.6. Bij congestiebeheer wordt geen onderscheid gemaakt op basis van de transactie. Een specifiek verzoek voor een transmissiedienst wordt enkel afgewezen wanneer aan alle onderstaande voorwaarden wordt voldaan:
  8. a)de extra fysieke elektriciteitsstromen die voortvloeien uit de aanvaarding van dit verzoek hebben tot gevolg dat de veilige exploitatie van het elektriciteitssysteem niet langer kan worden gegarandeerd, en
  9. b)het met dat verzoek gemoeide bedrag aan geld in de congestiebeheerprocedure 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 markt voor elektriciteit. Met name 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 systeemgebruikers 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 systeemgebruikers 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 regulerende 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 deze verordening en deze richtsnoeren zijn vastgelegd en aan de voorwaarden die de regulerende 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. 10/86 2. METHODEN VOOR CONGESTIEBEHEER 2.1 Methoden voor congestiebeheer moeten op de markt gebaseerd zijn, zodat een efficiënte 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 intradaghandel 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 respectieve regulerende 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 wordt geen onderscheid gemaakt tussen marktspelers die gebruikmaken 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 congestiebeheermethoden via een gemeenschappelijke congestiebeheerprocedures. De nationale regulerende instanties en de 11/86 transmissiesysteembeheerders zien erop toe dat geen congestiebeheerprocedure unilateraal wordt opgezet die aanzienlijke gevolgen heeft voor de fysieke elektriciteitsstromen in andere netwerken. 3.2. Uiterlijk op 1 januari 2007 moet tussen landen in de volgende gebieden een gemeenschappelijke gecoördineerde congestiebeheermethode en -procedure voor toewijzing van capaciteit aan de markt worden toegepast, 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, Tsjechische republiek, Slowakije, Hongarije, Oostenrijk en Slovenië);
  8. e)Zuidwest-Europa (Spanje, Portugal en Frankrijk);
  9. f)Verenigd Koninkrijk, 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 mogen andere congestiebeheermethoden 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 regulerende instanties zal worden voorgelegd. […] 3.4. In de zeven bovenvermelde gebieden worden verenigbare congestiebeheerprocedures vastgesteld om een volledig geïntegreerde interne markt voor elektriciteit tot stand te brengen. De marktspelers mogen niet worden geconfronteerd met onverenigbare regionale systemen. 3.5. Ter bevordering van eerlijke en doeltreffende mededinging en grensoverschrijdende handel, dient de in punt 3.2 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 12/86 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 expliciete veilingen);
  14. d)identieke tijdsbestekken en sluitingstijden;
  15. e)identieke structuren voor de toewijzing van capaciteit tussen verschillende tijdsbestekken (bv. één dag, 3 uren, één week, enz.) en in termen van verkochte capaciteitsblokken (hoeveelheid elektriciteit in MW, MWh, enz.);
  16. f)consequentheid wat het kader voor contracten met marktspelers betreft;
  17. g)de verificatie van de stromen om te voldoen aan de eisen inzake netwerkbeveiliging voor operationele planning en realtime-exploitatie;
  18. h)de verrekening en de uitvoering van maatregelen inzake congestiebeheer. 3.6. De coördinatie omvat ook de uitwisseling van informatie tussen transmissiesysteembeheerders. De kenmerken, het tijdstip en de frequentie van de informatie-uitwisseling moet verenigbaar zijn met de activiteiten van punt 3.5 en met de werking van de elektriciteitsmarkten. Deze informatie-uitwisseling stelt de transmissiesysteembeheerders met name in staat de algemene situatie van het netwerk zo goed mogelijk te voorspellen, zodat ze de stromen in hun netwerk en de beschikbare interconnectiecapaciteiten kunnen beoordelen. Een transmissiesysteembeheerder die informatie verzamelt in naam van andere transmissiesysteembeheerders moet de resultaten van deze gegevensverzameling teruggeven aan de deelnemende transmissiesysteembeheerder. 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, voor zover 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 13/86 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 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 regulerende instanties van de lidstaten worden beoordeeld. […] 5.5. De transmissiesysteembeheerders dienen alle relevante gegevens betreffende grensoverschrijdende handel te publiceren op basis van de best mogelijke voorspelling. De betrokken marktspelers 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 regulerende 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 (bv. 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 14/86 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;
  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. […] 6. HET GEBRUIK VAN INKOMSTEN UIT CONGESTIE 6.1. Aan een vooraf gespecificeerd tijdsbestek gekoppelde congestiebeheerprocedures leveren alleen inkomsten op wanneer er voor dat tijdsbestek congestie ontstaat, behalve in het geval van nieuwe interconnectoren, die een vrijstelling krachtens artikel 7 van de Verordening (EG) nr. 1228/03 of artikel 17 van deze verordening genieten. De procedure voor de verdeling van deze inkomsten wordt ter beoordeling aan de regulerende instanties voorgelegd; deze procedure mag het toewijzingsproces niet beïnvloeden ten gunste van een partij die capaciteit of energie aanvraagt en mag stimulansen voor de beperking van congestie niet ontmoedigen. 6.2. De nationale regulerende instanties moeten transparantie aan de dag leggen met 15/86 betrekking tot het gebruik van de inkomsten uit de toewijzing van interconnectiecapaciteit. 6.3. De inkomsten uit congestie worden onder de betrokken transmissiesysteembeheerders verdeeld overeenkomstig criteria die zijn overeengekomen transmissiesysteembeheerders en beoordeeld door tussen de betrokken de respectievelijke regulerende instanties. 6.4. De transmissiesysteembeheerders stellen van tevoren duidelijk vast hoe ze eventueel verkregen inkomsten uit congestie zullen gebruiken en brengen verslag uit over het werkelijke gebruik van deze inkomsten. De regulerende instanties gaan na of dit gebruik in overeenstemming is met deze verordening en deze richtsnoeren en of alle congestieinkomsten uit de toewijzing van interconnectiecapaciteit aan een of meer van de drie in artikel 16, lid 6, van de verordening beschreven doelstellingen werden besteed. 6.5. Jaarlijks en uiterlijk op 31 juli van elk jaar publiceren de regulerende instanties een verslag waarin wordt uiteengezet hoeveel inkomsten tot en met 30 juni van dat jaar zijn gemaakt, hoe die inkomsten zijn gebruikt, of dat gebruik in overeenstemming is met deze verordening en deze richtsnoeren en of alle inkomsten uit congestie aan een of meer van de drie bovenvermelde doelstellingen zijn besteed. 6.6. Wanneer inkomsten uit congestie worden aangewend voor investeringen voor het behoud of de uitbreiding van interconnectiecapaciteit, moeten ze bij voorkeur worden gebruikt voor specifieke vooraf vastgestelde projecten die bijdragen tot de verlichting van de bestaande congestie en die binnen een redelijke termijn ten uitvoer kunnen worden gelegd, met name met betrekking tot de vergunningsprocedure. I.4 Verordening (EU) nr. 543/2013 van de Commissie van 14 juni 2013 betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten en houdende wijziging van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad 16. Verordening (EU) nr. 543/2013 van de Commissie van 14 juni 2013 betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten en houdende wijziging van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad gaat over transparantie op de elektriciteitsmarkt. Het heeft eveneens betrekking op de vereisten inzake de publicatie van gegevens met betrekking tot de marktkoppeling. 16/86 17. Artikel 11 dat de informatie over de raming en het aanbod van overdrachtcapaciteiten tussen zones behandelt, bepaalt dat de transmissienetbeheerders of, wanneer van toepassing, de transmissiecapaciteitstoewijzers voldoende tijdig vóór het toewijzingsproces de volgende informatie berekenen en toezenden aan het ENTSBelektriciteit (ENTSOE): […];
  28. b)de relevante stroomgebaseerde parameters in het geval van stroomgebaseerde capaciteitstoewijzing. I.5 De elektriciteitswet 18. Artikel 8, § 1, 11° van de wet bepaalt dat de netbeheerder onder meer met de volgende taak wordt belast: het publiceren van normen voor het plannen, uitbaten en de veiligheid die worden aangewend, met inbegrip van een algemeen plan voor de berekening van het totale transfertvermogen en de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie op basis van de elektrische en fysische karakteristieken van het net. 19. 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 deze toegang de behoorlijke uitvoering van een openbare dienstverplichting in het algemeen economisch belang ten zijne laste zou verhinderen en voor zover de ontwikkeling van de uitwisselingen niet wordt beïnvloed in een mate die strijdig is met de belangen van de Europese Gemeenschap. De belangen van de Europese Gemeenschap omvatten, onder meer, de mededinging met betrekking tot de in aanmerking komende afnemers overeenkomstig Richtlijn 2009/72/EG en artikel 106 van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie. 20. Artikel 23, §2, 9° van de wet bepaalt dat de CREG de toepassing van het technisch reglement controleert en de documenten goedkeurt die door dit reglement worden beoogd, met name met betrekking tot de voorwaarden voor de aansluiting en de toegang tot het transmissienet. 21. Artikel 23, §2, 26° bepaalt dat de CREG moet "toezien op de implementering van de regels betreffende de functies en verantwoordelijkheden van de netbeheerder, van de leveranciers, de eindafnemers en de andere marktpartijen overeenkomstig Verordening (EG) nr. 714/2009"; 22. Artikel 23, §2, 35° bepaalt dat de CREG, op voorstel van de netbeheerder, de methoden goedkeurt die gebruikt zijn om de toegang tot de grensoverschrijdende 17/86 infrastructuren mogelijk te maken, met inbegrip van de procedures voor de toewijzing van capaciteit en congestiebeheer. Deze methoden zijn transparant en niet-discriminerend. De commissie publiceert de goedgekeurde methoden op haar website; 23. Artikel 23, §2, 36° bepaalt dat de CREG moet "toezien op het congestiebeheer van het transmissienet, met inbegrip van de interconnecties, en de invoering van de regels voor het congestiebeheer. De commissie brengt de Algemene Directie Energie hiervan op de hoogte. De netbeheerder dient bij de commissie, ten behoeve van dit punt, zijn ontwerp van regels voor congestiebeheer in, met inbegrip van de toewijzing van capaciteit. De commissie kan hem op een met redenen omklede wijze verzoeken om zijn regels te wijzigen, met inachtneming van de congestieregels die werden vastgelegd door de buurlanden waarvan de interconnectie betrokken is en in samenspraak met het ACER"; 24. Artikel 23, §2, 38° bepaalt dat de CREG het algemeen plan goedkeurt voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en van de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie vanuit elektrische en fysische kenmerken van het net dat gepubliceerd wordt door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, § 1, derde lid, 11°"; 25. Artikel 23, §2, 40° voorziet dat de CREG een beoordeling uitvoert "van het algemeen plan voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de verschillende termijnen, gebaseerd op de elektrische en fysische karakteristieken van het net, gepubliceerd door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, § 1, derde lid, 14°"; I.6 Het technisch reglement 26. Artikel 176 van het technisch reglement bepaalt: “§1. De netbeheerder bepaalt de methodes die hij toepast tijdens de evaluatie van de transmissiecapaciteit 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". 27. 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 nietdiscriminerende 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 energieuitwisselingen tussen de regelzones beheersen. §3. Deze methodes houden zo veel 18/86 mogelijk rekening met de invloeden van de elektriciteitsstromen die, in voorkomend geval, ontstaan door energie-uitwisselingen tussen de regelzones. §4. Deze methodes houden zoveel 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". 28. Artikel 180, §1, van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder op niet- discriminerende en transparante wijze de door hem toegepaste methoden voor congestiebeheer 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 methoden, met name 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 inschakeling van productie-eenheden aangesloten op de betrokken buitenlandse regelzone(s). 29. Krachtens artikel 181, §1, van het technisch reglement hebben de methodes voor congestiebeheer 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 19/86 (bijvoorbeeld wat betreft de verwachte betrouwbaarheid van de betreffende beschikbare capaciteit); 2° de beschikbare capaciteit in een serie verkopen aan te bieden die op een 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. Paragraaf 3 preciseert dat, voor wat betreft de methodes voor congestiebeheer tussen de regelzones, de netbeheerder overleg dient te plegen met de netbeheerders van de betrokken buitenlandse regelzones. 30. Artikel 183, §1 bepaalt dat de netbeheerder waakt over de uitvoering van één of meerdere methoden voor de toekenning van beschikbare capaciteit aan de toegangsverantwoordelijken van energie-uitwisselingen met buitenlandse netten. Paragraaf 2 bepaalt dat deze methodes transparant en niet-discriminerend zijn. Ze worden aan de commissie ter goedkeuring voorgelegd en gepubliceerd overeenkomstig artikel 26 van onderhavig besluit. Ten slotte preciseert paragraaf 3 dat deze methoden tot doel hebben het gebruik van de capaciteit van het net te optimaliseren overeenkomstig artikel 179. 31. Overeenkomstig artikel 184 van het technisch reglement beogen deze methoden van toekenning van capaciteit onder meer: 1° in de mate van het mogelijke elk verschil in behandeling te minimaliseren bij het beheer van een congestie, tussen de verschillende soorten van grensoverschrijdende energieuitwisselingen 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. 20/86 I.7 Verordening (EU) tot vaststelling van een netwerkcode betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer 32. De Verordening (EU) van de Europese Commissie tot vaststelling van een netwerkcode betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (hierna: CACM GL) zit in de afwerkingsfase. Aangezien het een belangrijke wettelijke basis voor de komende jaren is, wordt het relevant artikel van het ontwerp van Verordening hieronder hernomen. Er weze opgemerkt dat het gaat om een niet-gefinaliseerde versie van de CACM GL, die ter indicatieve titel wordt meegegeven. 33. Artikel 21 beschrijft de methodologie voor de berekening van de capaciteit. Het artikel bepaalt: 1. Het overeenkomstig artikel 20, lid 2, bepaalde voorstel voor een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie voor een bepaalde regio omvat minimaal de volgende elementen voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek: (
  29. a)(
  30. b)methodologieën voor de berekening van de inputs capaciteitsberekening, die de volgende aspecten omvatten: voor de (
  31. i)een methodologie voor de bepaling van de betrouwbaarheidsmarge, overeenkomstig artikel 22; (
  32. ii)de methodologieën voor de bepaling van de operationele veiligheidsgrenzen, de voor de capaciteitsberekening relevante onvoorziene gebeurtenissen en de eventueel te gebruiken toewijzingsbeperkingen, overeenkomstig artikel 23; (iii) de methodologie voor de bepaling van de veranderingssleutels betreffende opwekking, overeenkomstig artikel 24; (
  33. iv)de methodologie voor de bepaling van remediërende maatregelen die bij de capaciteitsberekening moeten worden overwogen, overeenkomstig artikel 25; een gedetailleerde beschrijving van de capaciteitsberekeningsaanpak die de volgende aspecten omvat: (
  34. i)een wiskundige beschrijving capaciteitsberekeningsaanpak capaciteitsberekeningsinputs; van met de gebruikte verschillende (
  35. ii)regels voor het vermijden van ongeoorloofde discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit teneinde de inachtneming van punt 1.7 van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 te waarborgen; (iii) regels om, waar passend, rekening te houden met in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit; (
  36. iv)regels betreffende de aanpassing van elektriciteitsstromen in kritische netwerkelementen of van de zoneoverschrijdende capaciteit ten gevolge van remediërende maatregelen, overeenkomstig artikel 25; 21/86 (
  37. v)voor de stroomgebaseerde aanpak, een wiskundige beschrijving van de berekening van de vermogensoverdrachtverdelingsfactoren en van de berekening van de beschikbare marges in kritische netwerkelementen; (
  38. vi)voor de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak, de regels voor de berekening van de zoneoverschrijdende capaciteit, met inbegrip van de regels voor het op efficiënte wijze delen van de elektriciteitsstroomcapaciteiten van kritische netwerkelementen tussen verschillende biedzonegrenzen; (vii) waar de elektriciteitsstromen in kritische netwerkelementen beïnvloed zijn door de zoneoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit in verschillende capaciteitsberekeningsregio's, de regels voor het verdelen van de elektriciteitsstroomcapaciteiten van kritische netwerkelementen over de verschillende capaciteitsberekeningsregio's teneinde deze stromen goed te kunnen beheren. (
  39. c)een methodologie voor de validatie van zoneoverschrijdende capaciteit, overeenkomstig artikel 26. 2. Voor het tijdsbestek van de intraday-capaciteitsberekening, omvat de capaciteitsberekeningsmethodologie ook de frequentie waarmee de capaciteit wordt herberekend overeenkomstig artikel 14, lid 4, met opgave van de redenen voor de gekozen frequentie. 3. De capaciteitsberekeningsmethodologie omvat een reserveprocedure voor de gevallen waarin de initiële capaciteitsberekening niet tot resultaten leidt. 4. Alle TSB's in elke capaciteitsberekeningsregio gebruiken voor zover mogelijk geharmoniseerde capaciteitsberekeningsinputs. Tegen 31 december 2020 gebruiken alle regio's een geharmoniseerde methodologie met name voor de berekening van de capaciteit voor de stroomgebaseerde aanpak en voor de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak. De harmonisatie van de capaciteitsberekeningsmethodologie wordt onderworpen aan een efficiëntiebeoordeling betreffende de harmonisatie van de stroomgebaseerde methodologieën en van de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsmethodologieën die eenzelfde niveau van operationele veiligheid van het systeem waarborgen. Binnen een termijn van 12 maanden nadat ten minste twee capaciteitsberekeningsregio's een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie overeenkomstig artikel 20, lid 5, ten uitvoer hebben gelegd, dienen alle TSB's de hierboven bedoelde beoordeling samen met een voorstel voor de overgang naar een geharmoniseerde capaciteitsberekeningsmethodologie in bij alle regulerende instanties. 22/86 II. Antecedenten 34. In 2001 publiceert ETSO verschillende documenten betreffende de definitie1 en de procedures2 inzake de evaluatie van de grensoverschrijdende overdrachtcapaciteiten die overeenkomen met de ATC-methode (“Available Transmission Capacity” of beschikbare overdrachtcapaciteit). Deze documenten worden vandaag door verschillende TNB’s, zoals ELIA3, nog steeds gebruikt als referentiedocumenten in het kader van een algemene beschrijving van hun methoden voor de berekening van capaciteit. 35. Eind 2005 richtten de Duitse, Belgische, Franse, Luxemburgse en Nederlandse regeringen het Pentalateraal Energieforum op (hierna PLEF). Dit forum bestaat uit drie ondersteunende groepen waarvan er één, Ondersteunende groep 1 (hierna OG1), belast is met de optimalisering van de beschikbare overdrachtcapaciteit van interconnecties en toewijzingsmechanismen. 36. 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 invoering van een marktkoppeling gebaseerd op de stromen, vraagt een oriëntatiestudie van minstens twee opties m.b.t. het aantal zones (of “knopen” overeenkomstig de vroegere ETSO-terminologie) per land: een marktkoppeling met een capaciteitstoewijzing op basis van de PTDF4 met een zone per land en een marktkoppeling met een capaciteitstoewijzing op basis van de PTDF met verschillende zones per land. 37. 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 1 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 2 ENTSO-E: “Procedures for Cross-border transmission capacity assessments”, oktober 2001, beschikbaar op: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/ntc/entsoe_proceduresCapacityAssessments.pdf 3 http://www.elia.be/en/products-and-services/cross-border-mechanisms/transmission-capacity-atborders/calculation-methods 4 Power Transfer Distribution Factor (factor voor de verdeling van de transfer van energie): de factor die de impact op een kritische tak (critical branch) geeft voor de verandering van de nettopositie (import of export niveau) van een bepaalde hub / markt. 5 http://www.benelux.int/pdf/pdf_nl/dos/dos14_PentalateralMoUMarketCouplingAndSecurityOfSupply.pdf 23/86 regio, alsook bijkomende stappen op het vlak van bevoorradingszekerheid van elektriciteit. 6 Deze MoU hernam het verzoek over de oriëntatiestudie vermeld in paragraaf 36. 38. Op 25 juni 2008 kondigen de partijen die betrokken zijn 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 aan 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 en 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. Bovendien had de CREG, zoals ze in september 2007 reeds had aangegeven, haar bezorgdheid geuit over het potentieel van de capaciteitsberekening en de bestudeerde aanpak gebaseerd op de stromen. Het leek erop dat deze manieren van aanpak leiden tot een algemene vermindering van de grensoverschrijdende capaciteit, een negatieve impact konden hebben op het prijssignaal en marktspelers die actief zijn op de kleinere energiebeurzen leken te discrimineren. De CREG was ervan overtuigd dat enkel de op de stromen gebaseerde manieren van aanpak die een vermindering van de grootte van de grootste zones overwegen tot een praktische oplossing kunnen leiden. Nodale manieren van aanpak behoren tot deze categorie. 39. Op 14 april 2010 heeft de Europese Commissie haar besluit gepubliceerd 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. 39351 – Zweedse interconnecties)7. 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. 6 Memorandum Of Understanding of the Pentalateral Energy Forum on market coupling and security of supply in CWE, p. 7: “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 7 http://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/39351/39351_1223_2.pdf 24/86 40. Op 24 juni 2010 heeft de Europese Commissie aan 20 lidstaten gevraagd om de regels inzake de interne elektriciteitsmarkt8 onverwijld in te voeren en toe te passen. Wat België betreft, meldt de Europese Commissie dat haar voornaamste bekommernis inzake de Verordening betrekking heeft op het congestiebeheer en het gebrek aan een gecoördineerde gemeenschappelijke methode. In haar argumentatie volgt de Europese Commissie de CREG met betrekking tot de voorgestelde methodologie van capaciteitsberekening9. 41. 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 de notulen 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.” 42. 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. 43. 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 8 http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=MEMO/10/275&format=HTML&aged=0&language=EN &guiLanguage=fr 9 Zie onder andere deel 3 van de Richtsnoeren 25/86 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. De eerste stap van de studie zou een kwalitatieve aanpak kunnen zijn: door de structurele beperkingen van het netwerk te identificeren zouden de TNB's en regulatoren verschillende interessante scenario's moeten selecteren die het waard zijn om verder te worden geanalyseerd (bijvoorbeeld: door de regio als een koperen plaat te beschouwen, de zones van België en Nederland samen te voegen, de zone in Frankrijk en / of in Duitsland op te splitsen, zones af te bakenen in functie van de congesties). Deze scenario's zouden (zoveel mogelijk kwantitatief) moeten worden geëvalueerd aan de hand van criteria zoals: de welvaart in de regio CWE (kwantificering indien mogelijk), de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit in de zones, de beschikbare transmissiecapaciteit aan de grenzen van de zones, stimuli om te investeren in interconnectiecapaciteiten, stimuli om te investeren in de productie, de concurrentie en de liquiditeit in de zones. 44. Op 26 oktober 2010 neemt de CREG beslissing (B) 101026-CDC-997 aan 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” (hierna "beslissing 997"). Met deze beslissing wijst de CREG het voorstel van Elia af. De CREG is namelijk van mening dat de voorgestelde methode in strijd is met de artikelen 6.1 en 6.3 van Verordening (EG) nr. 1228/2003 en met de artikelen 1.7, 1.8 en 3.5 van de richtsnoeren. Het document dat Elia heeft voorgelegd, voldoet ook inhoudelijk niet aan artikel 5, tweede lid van Verordening (EG) nr. 1228/2003 en aan artikel 5.2 van de richtsnoeren. Teneinde de andere voordelen verbonden aan de invoering van een marktkoppeling in de regio Centraal-West Europa, en uitgebreid naar de noordelijke regio door middel van de ITVC-koppeling, echter niet in gevaar te brengen, en aangezien de CREG onder andere gezien de verbintenissen van Elia denkt dat de gecoördineerde verminderingen geen negatieve invloed zullen hebben op de markt, beslist de CREG de invoering van deze berekeningsmethode in het kader van de marktkoppeling toe te laten. 26/86 45. Op 23 februari 2011 hebben de TNB's en de beurzen (de partners van het Flow- Based Market Coupling (FBMC) Project) en de regulatoren van de CWE-regio een eerste technische vergadering om de ontwikkelingen van het CWE FBMC Project te bespreken. Er zullen vanaf deze datum regelmatig technische vergaderingen worden gehouden. Dergelijke vergaderingen gaan over FBMC-parameters (Generation Shift Keys, remedial actions, Flow Reliability Margin, selectie van de critical branches), fall-back-principes, intuïtiviteit, transparantie, monitoring, de "approval package" en de verdeling van de congestierentes. 46. Op 15 september 2011 neemt de CREG beslissing (B)110915-CDC-1097 over de "aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemeen model voor de berekening van de overdrachtcapaciteit voor jaar en maand 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 Centraal West-Europese regio" (hierna: beslissing 1097). Met deze beslissing weigert de CREG om de voorgestelde berekeningsmethode goed te keuren en neemt uitsluitend akte van de toepassing ervan door Elia. Om die weigering te rechtvaardigen, baseert de CREG zich, mutatis mutandis, op dezelfde argumentatie als in beslissing 997 die werd genomen voor de overdrachtcapaciteit op D-1. Tegen deze beslissing 1097 werd door Elia op 14 oktober 2011 beroep aangetekend bij het Hof van beroep van Brussel. In zijn arrest van 12 september 2012 wijst het Hof van beroep echter alle argumenten af die Elia in zijn verzoekschrift aanhaalt. Voor de CREG versterkt dit arrest, omdat ze stoelt op dezelfde motieven, in aanzienlijke mate de argumentatie die het uiteenzet in beslissing 997. 47. Begin 2013 zijn er "external parallel runs" gestart. Het gaat om simulaties van FBMC-resultaten, die parallel met de berekening van de ATC-capaciteit werden berekend. Deze simulaties worden eerst wekelijks uitgevoerd. 48. Van 2 mei tot 1 juli 2013 raadpleegt het CWE FBMC Project de markt. Er nemen 25 markspelers aan deze raadpleging deel. 49. Op 1 augustus 2013 legt het CWE Flow-Based Market Coupling Project een eerste versie van het "approval package" FBMC voor. De “approval package” vormt de gemeenschappelijke basis van de beschrijving van het CWE FBMC Project door de Project partners. De documenten beschrijven de koppeling gebaseerd op de stromen in de CWE regio. Het dossier is echter niet volledig en de besprekingen tussen de TNB's en de beurzen (leden van het Project FBMC) en de regulatoren over de ontwikkeling en de werking van de FBMC worden verdergezet. 27/86 50. Op 19 september 2013 verstuurt Elia een eerste versie van de aanvraag tot goedkeuring voor inwerkingtreding van een dagmarktkoppeling gebaseerd op de stromen in de CWE regio. 51. Op 26 september 2013 neemt de CREG haar beslissing (B)130926-CDC-1270 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de “implementatie van de day-ahead marktkoppeling in de regio NWE (Noord-West Europa)". De beslissing betreft het voorstel van de methodes van congestiebeheer en capaciteitstoewijzing op de dagmarkt via een impliciete methode. 52. In november 2013 leggen de regulatoren van de regio CWE, na overleg, aanvragen tot verduidelijking met betrekking tot het "approval package" voor aan de partners van het CWE FBMC Project. 53. Op 17 oktober 2013 ontvangt de CREG het rapport van de studie die ze had besteld bij een externe consultant, "Checking the computational procedure used by ELIA to determine the maximum power import by Belgium ensuring stability of the transmission system" genaamd. Deze studie heeft als doel de controle van de door Elia toegepaste procedure voor de bepaling van het maximale vermogen dat het Belgische net kan invoeren, rekening houdend met de door de veiligheid van het systeem opgelegde beperkingen, en meer bepaald het dynamische antwoord ervan op belangrijke storingen. Dit rapport stelt onder meer dat de exploitatie van het Belgische systeem niet in sterke mate wordt beperkt door kwesties van stabiliteit of zelfs dynamiek. Het blijkt namelijk dat door de exploitatievoorwaarden te “stresseren”, de veiligheidscriteria betreffende de “steady state” zullen worden geschonden voordat problemen van dynamische aard worden vastgesteld. Er wordt eveneens gezegd dat het niet redelijk lijkt om de hele complexiteit van de dynamiek van een elektrisch systeem te vatten in een enkel getal (bijvoorbeeld invoerlimiet) en dat andere elementen, zoals een andere dispatch van productie-eenheden, kunnen leiden tot sterk verschillende reacties van het systeem op storingen. 54. Op 22 oktober 2013 legt Elia ter goedkeuring een voorstel voor van algemeen model voor de berekening van de dagelijkse overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge, van toepassing op de Belgische grenzen (ontvangen op 24 oktober 2013). Dit voorstel vervangt het voorstel dat werd verzonden op 3 juli 2013. Dit voorstel gebruikt een model op basis van de berekening "Available Transfer Capacity" (ATC). 55. Vanaf februari 2014 gebeuren de "external parallel runs" die door het CWE FBMC Project worden uitgevoerd op dagbasis: "daily external parallel runs". 28/86 56. Een eerste geïndustrialiseerde versie van de CWE FBMC wordt eind februari 2014 gelanceerd. Begin juli 2014 is er een versie CWE FBMC voor de "full integration test" (FIT) beschikbaar. 57. Op 28 april en 26 juni 2014 komen Elia en de CREG samen om de methoden voor de berekening van de transmissiecapaciteit en in het bijzonder de ontwerpbeslissing van de CREG te bespreken (over het ATC-gebaseerde voorstel van Elia van 22 oktober 2013). Tijdens deze vergaderingen wordt erkend dat een algemene totale invoerlimiet weinig zin heeft omwille van de spanningsstabiliteit. Deze conclusie geldt voor de berekening van interconnectiecapaciteit ATC en voor het mechanisme gebaseerd op de stromen. 58. Op 9 mei 2014 legt het Project CWE Flow-Based Market Coupling (FBMC) een tweede, aangepaste versie van het FBMC "approval package" voor. Het dossier is echter niet volledig en de besprekingen tussen de leden van het Project FBMC en de regulatoren over de ontwikkeling en de werking van de FBMC worden verdergezet. 59. Van 2 tot 30 juni 2014 organiseren de regulatoren van de regio CWE een marktraadpleging over de CWE FBMC. De openbare documenten die op dat ogenblik beschikbaar zijn, worden gepubliceerd. 60. Op 16 juni 2014 organiseert de CREG een workshop over de principes en laatste ontwikkelingen van de Flow-Based Market Coupling methode. De workshop omvat de volgende delen: een inleiding, principes van de FBMC, belangrijke elementen en laatste ontwikkelingen. Van de sleutelelementen stelt de CREG de transparantie en monitoring van de CWE FBMC, de betrouwbaarheid van het systeem, de intuïtiviteit, de wisselwerking van de FBMC met de bevoorradingszekerheid en de invoer- en uitvoerlimieten voor. 61. Op basis van de analyse van de antwoorden op de openbare raadpleging en besprekingen tussen het Project en de regulatoren van de CWE-regio, op 18 juli 2014, sturen deze laatsten bijkomende aanvragen aan het CWE FBMC Project. In augustus 2014 publiceert de CREG op haar website een samenvatting van de antwoorden en van de bijkomende verzoeken. 62. Op 1 augustus 2014 legt het Project CWE Flow-Based Market Coupling (FBMC) een derde, aangepaste versie voor van het FBMC "approval package". Het dossier is echter niet volledig en de besprekingen tussen de leden van het FBMC Project en de regulatoren over de ontwikkeling en de werking van de FBMC worden verdergezet. 29/86 63. Tussen augustus 2014 en maart 2015 blijft het CWE FBMC Project aanpassingen en / of bijlagen bij het FBMC "approval package" indienen. Dit gebeurt in samenwerking met de regulatoren van de regio CWE. 64. Op 15 september 2014 antwoordt het CWE FBMC Project formeel op de bijkomende verzoeken van de regulatoren van de CWE-regio. 65. Op 24 september 2014 verstuurt Elia een tweede versie van de aanvraag tot goedkeuring voor de inwerkingtreding van een dagmarktkoppeling gebaseerd op de stromen in de regio CWE. 66. Op 24 september 2014 kondigen de partners van het CWE FBMC Project de verschuiving van de deadline voor de implementatie van de go live van de CWE FBMC aan. De deadline wordt van eind november 2014 verschoven naar 31 maart. 67. Op 2 oktober 2014 stuurt de CREG een brief naar Elia om bijkomende informatie te vragen over het risico voor België van geen elektriciteit te kunnen invoeren via het mechanisme CWE FBMC, ook al bedraagt de prijs van de dagmarkt 3000 €/MWh. De CREG vraagt Elia dit risico te bevestigen. 68. Op 9 oktober 2014 neemt de CREG een beslissing (B)140522-CDC-1296 over de “aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemene model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge; methode van toepassing op de Belgische grenzen voor dagcapaciteiten”. Deze beslissing, op voorstel van Elia van 22 oktober 2013, gaat over de berekening van de interconnectiecapaciteit in een ATC-omgeving. 69. Op 16 oktober 2014 antwoordt Elia op de brief van de CREG van 2 oktober 2014. Met haar brief bevestigt Elia dat het correct is te stellen dat de grootte van de prijszones een invloed op de PTDF heeft. In geval van sterke schaarste op de Belgische markt, kan dit kenmerk van de marktkoppeling gebaseerd op de stromen de prijzen in België effectief doen stijgen. Elia bevestigt eveneens dat de aankoopbieding van de Belgische marktspelers die bereid zijn energie aan te schaffen aan eender welke prijs (door price taking orders, PTO's, te plaatsen) in extreme gevallen zou kunnen worden verworpen ten voordele van een aankoopbod, in een andere zone, aan een prijs lager dan 3000 €/MWh, de limiet die momenteel geldt voor de PTO-orders. 70. In oktober 2014 stuurt het CWE FBMC Project de studie "Adequacy Study CWE" naar de regulatoren van de CWE regio. De studie bevestigt dat de CWE FBMC dient te 30/86 worden aangepast om situaties te vermijden waarin een land niet (of zeer weinig) zou kunnen invoeren wanneer de clearingprijs 3000 €/MWh bedraagt (aangezien 3000 €/MWh de "price taking order" is). 71. normale In oktober en november 2014 hebben vertegenwoordigers van de CREG, naast de vergaderingen onder CWE regulatoren, bilaterale onderhouden met vertegenwoordigers van de Duitse, Franse, Luxemburgse en Nederlandse regulator. Deze vergaderingen betreffen voornamelijk de “flow factor competition” en de werking van CWE FBMC in situaties van schaarste. 72. Het voorstel betreffende de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa) werd door Elia ter kennis gebracht bij brief ontvangen op 25 februari 2015. 73. Op 6 maart 2015, kondigt het CWE FBMC Project aan dat de eerste dag van trading ("go-live "datum) met Flow-Based parameters zal plaatsvinden op 20 mei 2015 (voor op levering 21 mei 2015). Dit op voorwaarde dat de laatste documenten van het "approval package" voor toezichthouders op tijd worden ingediend (ten laatste 13 maart 2015). 74. Op 13 maart 2015, stuurt het FBMC Project de definitieve versie van het "approval package". Dit vormt een belangrijk element voor de goedkeuring door de CREG en de andere regulatoren van de CWE-regio. De CREG wenst erop te wijzen dat bijlage 16.8 waarnaar het gemeenschappelijk document van de CWE FBMC-projectpartners verwijst (“Documentation of the CWE FB MC solution. As a basis for the formal approval-request”) niet aan de CREG werd voorgelegd. 75. Op 16 maart 2015 ontvangt de CREG een nieuw ge-update voorstel van Elia. Deze nieuwste versie is de basis voor onderhavige beslissing. 76. Op 20 maart 2015 finaliseren de regulatoren van de CWE regio hun “Memorandum of Understanding of the Implementation of Flow Based Market Coupling in the CWE Region” (MoU), die als bijlage bij onderhavige beslissing gevoegd wordt. 77. Op 20 maart 2015 finaliseren de regulatoren van de CWE regio hun “Position Paper of CWE NRAs on Flow-Based Market Coupling”, die het gemeenschappelijk standpunt van de CWE regulatoren over het “approval package” van de CWE FBMC en de nodige verbeteringen voor na go-live beschrijft. Deze wordt eveneens als bijlage aan de onderhavige beslissing gevoegd. 31/86 78. Op 26 maart 2015 heeft de CREG de ontwerpbeslissing (B)150326-CDC-1410 genomen over “de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa)” (hierna: ontwerpbeslissing). Op 27 maart publiceert de CREG de ontwerpbeslissing en organiseert de erop betrekking hebbende openbare raadpleging die plaatsvond van 27 maart tot 14 april 2015. 32/86 III. Beschrijving methode van de voorgestelde III.1 Algemeen 79. De principes van het mechanisme voor de toewijzing gebaseerd op de stromen worden beschreven in de door Elia ter goedkeuring voorgelegde documenten die als bijlage bij deze beslissing zijn gevoegd. Bijlage 16.2 van de “approval package” bevat bijkomende uitleg. Het rapport over het intuïtieve karakter van de prijzen (bijlage 16.12 van de “approval package”) in bijlage bevat een beschrijving van de vergelijkingen gebruikt in de berekening van de optimalisering van de sociale welvaart waarbij rekening wordt gehouden met de beperkingen opgelegd door de critical branches (CB) van de zones. Het volume dat afgebakend wordt door de verzameling aan beperkingen bepaalt het “Flow-Based” (FB) domein. 80. Bij een berekening van de capaciteit op basis van het concept van de "Net Transfer Capacity" (NTC), worden de waarden van de capaciteiten aan de interconnecties / zoneoverschrijdende capaciteiten berekend rekening houdend met de veiligheidsmarges die nodig zijn om de andere uitwisselingen tussen zones mogelijk te maken. Die beperkte capaciteiten worden vervolgens overgedragen naar het mechanisme voor de toewijzing van capaciteiten of marktkoppeling. In een berekening gebaseerd op de stromen worden de capaciteit en de toewijzing van deze capaciteiten aan de markt tegelijkertijd berekend en uitgevoerd. Er moet geen enkele provisie worden getroffen om andere zoneoverschrijdende uitwisselingen het hoofd te bieden, aangezien die rechtstreeks in rekening worden gebracht door het mechanisme gebaseerd op de stromen10. Daarom heeft deze beslissing zowel betrekking op de berekening van de capaciteit als op de toewijzing en omvat de wettelijke basis het geheel van teksten die hierop betrekking hebben. 81. Met een mechanisme voor de toewijzing van capaciteit gebaseerd op de stromen kan het transmissienet beter worden benut door rekening te houden met de impact van aan de fysieke stromen van het net toegewezen commerciële uitwisselingen die moeten voldoen aan de beperkingen i.v.m. de operationele veiligheid. De impact van een commerciële uitwisseling op de fysieke stromen in een net kan worden bepaald aan de hand van de 10 Er dient te worden opgemerkt dat veiligheidsmarges steeds noodzakelijk zijn in het mechanisme gebaseerd op de stromen om rekening te houden met de uitwisselingen tussen zones die geen deel uitmaken van de CWEregio en uitwisselingen binnen de zones 33/86 informatie over de locatie van de oorsprong en bestemming van deze uitwisseling. Hoe preciezer de locatie kan bepaald worden, hoe beter de impact kan voorspeld en berekend worden met een lagere nood aan veiligheidsmarges en een hogere beschikbare capaciteit voor de markt tot gevolg. 82. De fysieke stromen die veroorzaakt worden door uitwisselingen van elektriciteit in de netten worden beschreven door de wetten van Kirchhoff. Hier onthouden elektriciteit we dat een uitwisseling van tussen twee knooppunten van een elektriciteitsnet (een bron en een bestemming) alle mogelijke wegen van het elektriciteitsnet tussen deze bron en bestemming zal volgen, met een voorkeur voor de kortste "elektrische" wegen. Het deel (fractie) van een bepaalde uitwisseling dat via een netwerkelement loopt (verticale zwarte lijn in de figuur) stemt overeen met de "Power Transfer Distribution Factor" of "PTDF". 83. Figuur 1: Wetten van Kirchhoff Het voorgestelde mechanisme gebaseerd op de stromen is gebaseerd op een vereenvoudiging van de vergelijkingen van Kirchhoff die geen rekening houdt met de verliezen en een "gelijkstroombenadering" hanteert van de netvergelijkingen, "DC load flow" genaamd. Maar zoals hierboven beschreven vereist een berekening van de stromen in een net op basis van de benadering "berekening gelijkstroom zonder verliezen" een gedetailleerde (nodale) beschrijving van de oorsprong en bestemming van de aanwezige uitwisselingen. 84. Naast de vereenvoudiging m.b.t. het in rekening brengen van de vergelijkingen van Kirchhoff, is het voorgestelde mechanisme gebaseerd op de stromen gebaseerd op een (radicale) vereenvoudiging van het elektriciteitssysteem dat uit zones bestaat (4 voor de regio CWE, in plaats van honderden knooppunten in de realiteit) en critical branches van het transmissienet voor de zoneoverschrijdende uitwisselingen (ongeveer tweehonderd voor enkele honderden in de realiteit). De critical branches bevinden zich tussen de zones en binnen de zones. 85. Aan de hand van deze vereenvoudigde modelvorming kan de impact van de doorvoerstromen (“transit flows”) in de CWE-regio in het koppelingsmechanisme in rekening worden gebracht of geoptimaliseerd. Deze doorvoerstromen stemmen in het nieuwe voorstel 34/86 voor de definiëring van de stromen van Entso-E overeen met de stromen veroorzaakt door zoneoverschrijdende uitwisselingen. Deze eigenschap was één van de redenen voor het starten van de voorgestelde methode gebaseerd op de stromen. 86. Deze modelvorming had onder meer als doel om een enkele prijs te behouden in elk van de vier biedzones. Dit doel kan echter ook worden bereikt door het creëren van hubs die verschillende gebieden (zoals in Italië) of honderden knooppunten (zoals de VS) dekken. 87. Deze vereenvoudigde modelvorming van het elektrisch systeem heeft een impact op de efficiëntie van de koppeling omdat het nodig is om belangrijke veiligheidsmarges (FRM) in acht te nemen om het gebrek aan geschikte informatie over de locatie in bepaalde zones te compenseren en globale bijkomende beperkingen in te voeren ("external constraints": zie paragraaf 129 hierna) en door een weinig efficiënt controlemechanisme (de koppeling) dat slechts over 3 (4-1) onafhankelijke controlevariabelen (de nettoposities) beschikt om de stromen te controleren in 200 lineaire beperkingen (de critical branches). 88. De realisatie van een koppelmechanisme op basis van een vereenvoudigd model van het elektrisch systeem was een primeur en nog nergens anders in de wereld verwezenlijkt. Enkel mechanismen op basis van een nodale voorstelling van het systeem waren commercieel verkrijgbaar. 89. Deze modelvorming werd omgezet in de noodzaak om tijdens de uitwerking van het ontwerp rekening te houden met de volgende moeilijkheden of obstakels: de situatie voor de congestie waar de hele netcapaciteit werd gebruikt voor uitwisselingen in het basisscenario (voornamelijk interne uitwisselingen - binnen één zone), de noodzaak om veiligheidsmarges in elke critical branch te voorzien (deze veiligheidsmarges doen de uitwisselingen in de twee richtingen dalen!), de moeilijkheden in verband met de opname van de jaarlijkse en maandelijkse toegewezen capaciteiten ("LTA inclusion") en meer recentelijk de noodzaak om globale bijkomende beperkingen toe te voegen ("external constraints") die voornamelijk een afspiegeling zijn van het vertrouwen dat de netbeheerders hebben in de berekening en de modelvorming van het koppelingsmechanisme gebaseerd op de stromen. 90. Alvorens over te gaan tot de beschrijving van de voorgestelde werking van het mechanisme gebaseerd op de stromen, dient er te worden aangegeven dat dit mechanisme de procedure uit het ATC-mechanisme met twee stappen overneemt waarbij in een eerste fase een basisscenario zonder zoneoverschrijdende uitwisselingen wordt bepaald, de zogenaamde base case, en waarbij in een tweede fase de resterende capaciteit voor de zoneoverschrijdende uitwisselingen aan de marktspelers wordt toegewezen. Het voorgestelde mechanisme gebaseerd op de stromen verandert dus niets aan de de facto 35/86 voorrang die al bestond met het ATC-mechanisme voor de uitwisselingen binnen zones ten opzichte van uitwisselingen tussen zones. 91. De werking van het koppelingsmechanisme gebaseerd op de stromen wordt hieronder geïllustreerd in het geval dat er concurrentie is tussen de uitwisselingen tussen zones voor de toewijzing (of de verdeling) van de capaciteit die nog beschikbaar is in een critical branch (zie Figuur 2). 92. In het voorbeeld in bijgevoegde Figuur 2 is er concurrentie tussen de uitwisselingen van Duitsland naar Frankrijk en van België naar Frankrijk voor het gebruik van de (enige) gecongestioneerde lijn met het label h. Duitsland heeft een netto productie-overschot dat beschikbaar is aan een prijs van € 50 en de Franse Figuur 2: Voorbeeld uitwisseling BelgiëFrankrijk en Duitsland-Frankrijk verbruikers zijn bereid om € 100 te betalen om te verbruiken. Slechts een deel van de uitwisseling Duitsland-Frankrijk gaat via de lijn h: hetzij 36% wat overeenstemt met de PTDF van de zone Duitsland naar de zone Frankrijk op de lijn (hier de interconnectie) h. Een uitwisseling van België naar Frankrijk op ditzelfde element van het net heeft slechts een impact van 15%. 93. Als de twee uitwisselingen Duitsland naar Frankrijk en België naar Frankrijk dezelfde waarde hebben (100-50=50€ in het voorbeeld) dan maakt de uitwisseling België naar Frankrijk die de gecongestioneerde lijn h minder gebruikt het mogelijk om de nog beschikbare capaciteit van het transmissienet beter te valoriseren. Als er wordt verondersteld dat er nog 100 MW beschikbaar is op de lijn h, kan er een volume uitgewisseld worden van 100/0,15=667 MW van België naar Frankrijk en slechts 100/0,36= 278 MW van Duitsland naar Frankrijk. 94. Het algoritme van de koppeling van de markten dat als doel heeft de sociale welvaart te maximaliseren (de doelfunctie) zal dus in het geval van uitwisselingen van dezelfde waarden (productie eveneens aan € 50 in België), enkel uitwisselingen van België naar Frankrijk kiezen (667 MW) en geen uitwisselingen van Duitsland naar Frankrijk (allesof-niets-principe van het mechanisme: zie paragraaf 105 hieronder). 95. Bijgevolg is de waarde van de uitwisselingen van België naar Frankrijk, aangezien ze minder capaciteit voor transmissie op de lijn h gebruiken, 667/278 = 2,4 keer groter dan die van de uitwisselingen van Duitsland naar Frankrijk. Deze ratio van 2,4 stemt overeen met 36/86 de verhouding van deze twee PTDF'en: PTDFD=>F on h / PTDFB=>F on h. Met impliciete veilingen tussen de 3 zones kan er worden aangetoond (zie eveneens het rapport over het intuïtieve karakter van de prijzen) dat dit leidt tot de verhouding tussen de prijzen in de verschillende zones en Duitsland, België en Frankrijk en de overeenstemmende PTDFs: P ( F )  P ( D) P( F )  P( B)  PTDF D  F onh PTDF B  F onh 96. In functie van de onderstaande hypothesen kan de marginale waarde van elektriciteit in België worden berekend op basis van onderstaande vergelijking: 100 €  50 € 100 €  P( B)  0,36 0,15 97. Zo komt men aan een waarde van € 79,2 voor elektriciteit in België. Met andere woorden, met een productie van € 50 in Duitsland, een vraag aan € 100 in Frankrijk en de gecongestioneerde lijn h, zal een producent (verkoper) aan een prijs van minder dan € 79,2 in België worden geselecteerd. Door de locatie van de gecongestioneerde elementen is de situatie van België gunstiger voor de producenten die tot € 79,2 kunnen vragen en nog altijd worden gekozen. 98. Bijgevolg hangt de selectie van een uitwisseling in een mechanisme gebaseerd op de stromen, en in geval van congesties, niet meer enkel af van de waarde ervan, maar eveneens van de relatieve positie (elektrische afstand of impact, zonder rekening te houden met netverliezen) van deze uitwisseling op het gecongestioneerde element. Hoe lager de PTDF, hoe hoger het toegewezen volume en hoe competitiever de prijs is (laag voor invoer en hoog voor uitvoer). Dit is een ingrijpende wijziging in vergelijking met het koppelingsmechanisme NTC waarbij de uitwisselingen enkel werden gekozen op basis van hun (economische) waarde. 99. In dit stadium dient in herinnering te worden gebracht dat de PTDFs tussen zones artificiële constructies zijn die afhangen van de modelvorming van het systeem in zones. Hoe groter de zones, hoe kleiner de PTDFs tussen zones. De onderstaande figuren tonen de impact van de afbakening van de zones op de PTDFs als alle andere zaken gelijk blijven. Het hele elektriciteitssysteem wordt voorgesteld door een blauwe rechthoek. Het bevat vele lijnen die gelijkmatig over het hele oppervlak worden verdeeld, waarvan er slechts één wordt getoond. De drie figuren tonen de evolutie van de PTDFs tussen een zone die de zuidelijke helft van het elektriciteitssysteem inneemt en een zone van een variabele grootte in de noordelijke helft. Men ziet dat het deel van uitwisselingen (weergegeven door de PTDF) van 37/86 de noordelijke naar de zuidelijke zone die over de enige getoonde lijn loopt sterk varieert afhankelijk van de grootte van de zone. De rest van de uitwisselingen neemt andere wegen (andere lijnen) die niet op de kaart worden getoond. PTDF= 0,2 PTDF= 0,4 PTDF= 0,7 Figuur 3: Evolutie PTDF in functie van grotte van de zone Er dient te worden opgemerkt dat de veroorzaakte fysieke stromen in MW over de voorgestelde lijn in de drie situaties dezelfde zijn als de PTDFs verschillend zijn. III.2 Adequaatheid productie verbruik 100. In de lente en in de zomer van 2014 verliest België 3000 MW nucleaire productie. Door deze gebeurtenissen kwam de invoercapaciteit van België centraal te staan om het hoofd te kunnen bieden aan de winter 2014-2015. In het bijzonder werd het gedrag van het mechanisme gebaseerd op de stromen dat tegen de herfst van 2014 zou moeten worden geïmplementeerd meer van nabij onderzocht voor situaties met een maximale invoer die ertoe kunnen leiden dat er niet wordt voldaan aan een vraag tegen elke prijs (Price Taking Order of PTO, aan € 3000). 101. De situatie die overeenstemt met een productieschaarste in België, een koudegolf in Frankrijk, productieoverschotten in Nederland en een verzadigde interconnectie Nederland naar België werden dus aandachtig onderzocht. Deze situatie waarbij er concurrentie is tussen uitwisselingen van Nederland naar Frankrijk en uitwisselingen van Nederland naar België wordt voorgesteld in Figuur 4 hiernaast. Figuur 4: Uitwisseling NederlandBelgië en Nederland-Frankrijk 38/86 102. De toepassing van de formule die het verband tussen PTDFs en prijzen aantoont, geeft in dit geval: P( F )  P( Nl ) P( B)  P( Nl )  PTDF Nl  F onCB PTDF Nl  B onCB 103. Op basis van de beschikbare informatie is de gemiddelde vastgestelde verhouding van de PTDFs Nederland België en Nederland Frankrijk voor 2013 en 2014 aan de hand van parallelle berekeningen (parallel runs, zie paragraaf 155 hieronder) ongeveer 1,6 voor critical branches die gelegen zijn tussen Nederland en België. Dit heeft tot gevolg dat, als de marktspelers in Frankrijk in geval van schaarste meer dan € 1900 betalen om energie in te voeren, alle elektriciteit die in Nederland wordt geproduceerd, in Frankrijk zal worden verkocht en dat de Belgische marktspelers geen elektriciteit zullen kunnen krijgen door het plafond van € 3000 dat momenteel geldt op de elektriciteitsbeurzen en gezien de verhouding van de PTDFs waardoor er € 1900 *1,6 = € 3040 zal moeten worden uitgegeven om de capaciteit op de gecongestioneerde lijn te krijgen. Met andere woorden, in deze omstandigheden zou de prijs op Belpex € 3000 zijn voor een nulinvoer. 104. Door alle invoercapaciteit van een land af te nemen op het moment dat het die het meest nodig heeft, hield het FB-mechanisme dat in september 2014 werd voorgesteld, meer risico's in voor de veiligheid van het net dan het ATC-mechanisme dat op dat ogenblik wordt gebruikt. Met andere woorden, het voorstel van september 2014 was onvolledig aangezien het geen rekening hield met situaties van schaarste. Voor de duidelijkheid, het mechanisme gebaseerd op de stromen zou moeten toelaten gemiddeld meer elektriciteit in te voeren (en zou prijsbewegingen tot €3000 moeten beperken), maar dit mechanisme kan in uitzonderlijke gevallen (zie hieronder) eveneens nulinvoeren tot gevolg hebben die de veiligheid van het systeem in het gedrang kunnen brengen. 105. Dit fenomeen van "alles of niets" is kenmerkend voor een flow-based-systeem met gelimiteerde prijzen (tot 3000 €/MWh). De enorme impact komt door de grote verscheidenheid van de groottes van de zones die werden gebruikt voor de modelvorming van het CWE-net. 106. Dit fenomeen wordt door de netbeheerders beschreven in het rapport "Generation adequacy"11 van 4 november 2014. 11 http://www.casc.eu/media/Adequacy_study_report_CWE.pdf 39/86 107. Om deze situatie het hoofd te bieden, beslissen de netbeheerders in oktober 2014 om de implementatie van het mechanisme gebaseerd op de stromen uit te stellen tot na de winter 2014-2015. Eind 2014 lanceren ze de zoektocht naar een specifieke oplossing ("patch") voor het probleem waarbij er niet wordt voldaan aan de vraag tegen elke prijs. 108. De door het project voorgestelde oplossing bestaat uit de toevoeging in de doelfunctie van een term die tot effect heeft dat het oplossingen die niet volledig aan de vraag tegen elke prijs kunnen voldoen, sterk penaliseert. Bij een koppeling op basis ATC capaciteit berekeningen, is de toegepaste logica voor het niet bevredigen van vragen tegen elke prijs het gelijkstellen van de reductieratios (“curtailment ratios”) van de betrokken landen. De in de flow-based marktkoppeling gekozen oplossing poogt deze logica te reproduceren en voegt aan de doelfunctie een kwadratische term van de reductieratios voor de betrokken landen toe: Doelfunctie = Max Welfare – M · Volume PTO*(ratio van de verworpen PTO)2 waar M een zeer grote gehele waarde voorstelt (bijvoorbeeld 1.000.000) en PTO de vragen aan elke prijs voorstelt. Het hanteren van een logica vergelijkbaar met die gebruikt in ATC heeft ook het voordeel van het verminderen van ongewenste interacties tussen de landen van de CWE-regio en de andere landen van de marktkoppeling die momenteel van kracht is. III.3 Concurrentie tussen de stroomparameters 109. In dit deel wordt de concurrentie tussen de PTDFs, ook wel "flow factor competition" geanalyseerd. 110. Zoals reeds aangegeven in bovenvermelde paragraaf 83 berust de voorgestelde FB-methode op twee belangrijke vereenvoudigingen van de vergelijkingen van Kirchhoff en de modelvorming van het net. De eerste vereenvoudiging houdt verband met het feit dat er in de doelfunctie geen rekening wordt gehouden met de netverliezen. Deze benadering heeft als gevolg dat deze FB-methode zonder voorwaarden uitwisselingen bevordert die de kleinste impact hebben op het gecongestioneerde element (kleinere PTDF). Dit heeft tot gevolg dat, als deze aanpak naar heel Europa zou worden uitgebreid, uitwisselingen tussen Finland en Portugal systematisch voorrang zouden hebben op uitwisselingen tussen Frankrijk en Polen zodra de congestie in Duitsland is gelegen. Dit stemt echter met geen enkele fysieke realiteit overeen aangezien de netverliezen gegenereerd door de uitwisseling 40/86 Finland-Portugal de sociale welvaart m.b.t. deze uitwisseling verschillende procenten zouden doen dalen. 111. De tweede benadering houdt verband met de modelvorming van het elektriciteitssysteem aan de hand van zones van variabele grootte die voor de CWE-regio worden omgezet in twee grote en twee kleine zones. Deze modelvorming heeft tot gevolg dat de uitwisselingen tussen de twee grote zones in de meeste gevallen voorrang zullen hebben op de uitwisselingen tussen een grote zone en een kleine zone die op hun beurt voorrang zullen hebben op de uitwisselingen tussen kleinere zones. Dit punt werd onderzocht aan de hand van simulaties in 2013 en 2014 (zie sectie V.4 hieronder voor een beschrijving van de reikwijdte van het fenomeen). 112. Voor de duidelijkheid: afgezien van de hierboven vermelde beschouwingen over de verliezen, is het "normaal", dat een uitwisseling van het noorden van Duitsland naar het zuiden van Frankrijk aangemoedigd wordt. Maar de omvang van de genoteerde percentages toont eveneens aan dat ook de uitwisselingen tussen het zuidwesten van Duitsland en het noordoosten van Frankrijk door het voorgestelde mechanisme worden bevorderd. Als deze uitwisselingen correct waren weergegeven, zouden ze moeten leiden tot veel hogere PTDFs en zouden ze dus niet moeten worden bevorderd. 113. Reeds In het begin van 2000 vestigde RTE de aandacht op dit fenomeen in een artikel over een simulator12 dat het mogelijk maakte te begrijpen hoe een methode gebaseerd op de stromen werkt. In het artikel wordt in het bijzonder verduidelijkt dat, bij een modelvorming in 4 zones (4 landen) met beperkingen tussen deze zones “Cassiopee kan worden gebruikt om bepaalde systematische resultaten te observeren. In het hiervoor voorgestelde spel, is een dergelijk resultaat bijvoorbeeld het feit dat een commerciële uitwisseling van Frankrijk naar Nederland systematisch voorrang zal hebben op een commerciële uitwisseling van België naar Nederland. Vanuit een regulatoir oogpunt, kan een dergelijk dominerend effect als te extreem en exogeen aan het spel worden beschouwd en kunnen er maatregelen worden vereist om de verwachte resultaten af te vlakken”13. 114. Deze vaststellingen geven aan dat de kleine zones door de FB (nog meer) in een moeilijke concurrentiepositie in het voordeel van de grote zones komen. Het is goed hier te 12 Cassiopee: A Simulation Tool for Coordinated Congestion Management, Dimitrios Chaniotis, Jean-Marie Coulondre and Lucas Saludjan, RTE; Bulk Power System Dynamics and Control- VI, August 22-27, 2004, Cortina d’Ampezzo, Italy https://www.yumpu.com/en/document/view/16972148/proceedings-politecnico-di-torino/171 13 vrije vertaling 41/86 herinneren aan het feit dat het gebruik van een base case, waar de interne uitwisselingen voorrang hebben op de zoneoverschrijdende uitwisselingen de eerste bron van discriminatie tussen de marktspelers in de kleinere en grotere zones is. Het zijn immers de interne uitwisselingen van het base case die de stromen op de critical branches en dus de beschikbare marge voor de uitwisselingen tussen zones bepalen14. Deze prioritaire interne uitwisselingen leggen dus de critical branches vast die het meeste kans hebben om tijdens de koppeling actief of dwingend te zijn. Deze laatste vaststelling is eveneens van toepassing op de ATC-berekeningsmethode die wordt toegepast vóór de inwerkingtreding van de methode gebaseerd op de stromen. 115. De parallelle berekeningen hebben eveneens op een empirische manier de bestaande verhouding tussen het niveau van de PTDFs en de prijzen (zie formule van de paragraaf 102) bevestigd: hoe kleiner de PTDFs van zone tot zone zijn, hoe beter de prijzen zijn (lager in geval van invoer, hoger in geval van uitvoer). Dit punt wordt bevestigd door het Project in zijn rapport over de intuïtiviteit (zie bijlage 16.12 van de “approval package”, pagina 31). 116. Het fenomeen van de “flow factor competition” is inherent aan FB maar zal kenbaarder zijn in gevallen van schaarste. In zulke gevallen zullen relatief gezien sneller prijspieken ontstaan in kleinere zones dan in grotere zones en/of zullen kleinere zones relatief gezien minder kunnen importeren dan grotere zones. 117. Ten slotte is de kwestie van de concurrentie tussen PTDF het gevolg, in markttermen, van dezelfde fundamentele eigenschap van het FB model aan de oorsprong van het probleem van de onvervulde vraag tegen elke prijs onder bepaalde omstandigheden zoals besproken in sectie III.2 hierboven. Het fenomeen van “flow factor competition” wordt aangepakt in de Memorandum of Understanding (MoU) tussen de regulatoren van de CWEregio (zie hoofdstuk VI.5). 14 De stromen die voortvloeien uit de base case zitten vervat in de factor F ref uit de vergelijking RAM = F max - Fref – FRM – FAV, waarbij RAM (Remaining Available Margin) de beschikbare capaciteit op een critical branch, Fmax de maximale capaciteit van die critical branch, F ref de referentiestromen over de critical branch, FRM (Flow Reliability Margin) een marge op de critical branch en FAV (Final Adjusmtent Value) een aanpassingsparameter van de TNBs voorstellen. 42/86 IV. Conformiteit met het wettelijke kader IV.1 Berekenings- en toewijzingsmethode 118. In de wet kan de voornaamste reden voor de implementatie van de marktkoppeling gebaseerd op de stromen worden gevonden in art. 3.5 van de bijlage 1 bij Verordening 714/2009. Dit artikel bepaalt dat de coördinatie tussen de transmissiesysteembeheerders, ter bevordering van eerlijke en doeltreffende mededinging en grensoverschrijdende handel, alle stappen bestrijkt, gaande van capaciteitsberekening en optimalisering van toewijzing tot de veilige exploitatie van het netwerk. Deze coördinatie heeft met name betrekking op het gebruik van een gemeenschappelijk transmissiemodel dat doeltreffend omspringt met onderling afhankelijke fysieke loop flows en rekening houdt met de verschillen tussen fysieke en commerciële stromen en de toewijzing en reservering van capaciteit om doeltreffend om te springen met onderling afhankelijke fysieke loop flows. 119. Met de marktkoppeling gebaseerd op de stromen die door alle transmissienetbeheerders van de regio werd voorgesteld kan worden voldaan aan de hierboven vermelde vereisten voor de coördinatie en het rekening houden met de onderling afhankelijke fysieke loop flows. Hier dient te worden verduidelijkt dat de onderling afhankelijke fysieke loop flows vermeld in de bijlage van Verordening 714/2009 doelt op zowel wat vandaag doorvoerstromen (transit flow) wordt genoemd die het gevolg zijn van uitwisselingen tussen zones dekken als loop flows gegenereerd door de uitwisselingen binnen de zones. Met de voorgestelde marktkoppeling gebaseerd op de stromen kan worden voldaan aan de vereisten voor de coördinatie en het in aanmerking nemen van de transitstromen. 120. De voorgestelde marktkoppeling gebaseerd op de stromen is gebaseerd op een gemeenschappelijk netmodel dat eveneens voldoet aan de coördinatievereisten in verband met het gebruik van een gemeenschappelijk transmissiemodel waardoor de onderling afhankelijke fysieke stromen (transit flows) efficiënt kunnen worden beheerd. Echter, voor het efficiënt beheren van loop flows (die voortvloeien uit uitwisselingen intern aan een zone), is ook een geschikte afbakening van de biedzones vereist. Derhalve is de voorgestelde methode in strijd met artikel 3.5 van de bijlage 1 bij Verordening 714/2009. 121. Door bij het proces voor de toewijzing te vertrekken van een base case (zie paragraaf 114 hierboven) wordt de voorkeur gegeven aan interne uitwisselingen op de uitwisselingen tussen zones. Met andere woorden, de voorgestelde methode voor de 43/86 berekening van de capaciteit geeft voorrang aan uitwisselingen die zijn begrepen in de base case, namelijk uitwisselingen binnen een land (of een biedzone) die steeds en automatisch aanvaard worden, in tegenstelling tot grensoverschrijdende (of zoneoverschrijdende) uitwisselingen, die ex-ante beperkt zijn tot de landsgrenzen (of zonegrenzen). Bijgevolg discrimineert de voorgestelde methode grensoverschrijdende uitwisselingen binnen de CWEregio ten voordele van interne uitwisselingen15. De voorgestelde methode is dan ook in strijd met artikel 16.1 van de Verordening 714/2009, die onder andere bepaalt dat de congestieproblemen van het net moeten worden verholpen met niet-discriminerende oplossingen. 122. De voorgestelde methode voor het beheer van de congesties gebaseerd op de stromen doet zowel beroep op critical branches die zich bevinden op de interconnecties tussen de biedzones (land) én binnen de zones (land). Door rekening te houden met de critical branches binnen de biedzones kunnen de netbeheerders beter en gemakkelijker rekening houden met de grenzen van de operationele veiligheid van het systeem. Het feit dat er in de methode voor het beheer van de congestie op structurele wijze rekening wordt gehouden met de critical branches binnen de biedzones is echter niet conform artikel 1.7 van de bijlage van Verordening 714/2009 die verduidelijkt dat de TNB's de interconnectiecapaciteit (op regelmatige en structurele wijze) niet mogen beperken om congestie binnen hun eigen controlegebied op te lossen en dat er als dat toch het geval is, een oplossing op lange termijn moet worden gezocht. 123. Er dient eveneens te worden toegevoegd dat de impact van uitwisselingen tussen zones op de critical branches binnen deze zones heel vaak zeer laag is (PTDF van zone tot zone van enkele procenten) en dat het beheer van de congesties op deze critical branches aan de hand van de koppeling van de CWE-markten bijgevolg bijzonder inefficiënt is en dat een interne redispatching binnen de zone (land) veel efficiënter zou kunnen zijn. 124. De methode die door de netbeheerders toegepast wordt om de Generation Shift Key (GSK)16 te berekenen kan leiden tot problemen van niet-naleving van het vereiste van een toewijzing gebaseerd op de markten die vervat zit in artikel 16.1 van verordening 714/2009, omdat deze zijn GSKs bepaald worden door de netbeheerders en niet door de markt. Dit is de reden waarom aan de netbeheerders onder andere wordt gevraagd, in sectie VI.13 hieronder, om verbeteringen aan te brengen aan de voorgestelde methode met het 15 Onder de CWE landen zijn er geen landen die bestaan uit meerdere biedzones. Dit hoeft echter niet de regel te zijn: Zweden, Noorwegen, Italië en de VS hanteren kleinere zones of zelfs een nodaal systeem. 16 De impact van GSKs is belangrijker voor grotere zones waar een slechte voorspelling van de productielocatie een grotere impact heeft op de PTDFs en dus ook op de prijzen. 44/86 oog op een grotere harmonisatie, op meer transparantie, op een maximaal verminderde tussenkomst van TNBs en op een betere representativiteit (bijv. een automatische opname van het weerbericht). 125. Zoals in de sectie III.3 hierboven aangegeven, bemoeilijkt de toepassing van een methode gebaseerd op de stromen nog meer de (eventuele) problemen van discriminatie van marktspelers die actief zijn in kleine zones voor zover de toegepaste modellering in een meerderheid van de gevallen resulteert in een voorrang van uitwisselingen tussen grote zones op uitwisselingen tussen een grote en een kleine zone, wat op zijn beurt voorrang zal hebben op uitwisselingen tussen kleine zones. Om deze reden zal deze kwestie, concurrentie tussen de stroomparameters genaamd, worden onderworpen aan een specifieke monitoring (zie rubriek VI.5) en indien nodig zullen wijzigingen aan de methode gebaseerd op de stromen moeten aangebracht worden. 126. De bovenvermelde elementen van niet-conformiteit, aangehaald in paragrafen 120, 121, 122 en 124, zijn inherent aan een zonale aanpak waarin de afbakening van de biedzones niet werd geoptimaliseerd en zijn gelinkt aan de kwestie van de afbakening van de biedzones. Artikel 1.7 van de Verordening 714/2009 geeft aan dat de netbeheerders de netwerkgebieden moeten definiëren waarop en waartussen congestiebeheer van toepassing is. Een passende afbakening van de biedzones definiëren kan het mogelijk maken de kwesties van ongerechtvaardigde discriminatie van zoneoverschrijdende uitwisselingen ten voordele van interne uitwisselingen in de zones en de kwestie van het rekening houden met critical branches binnen de biedzones op te lossen. Bovendien kan zulke passende afbakening toelaten de “arbitraire” interventie van de TNBs in de bepaling van hun GSKs te beperken. Deze drie zaken zouden moeten worden behandeld in het kader van het geanticipeerde implementatieproject van de richtlijn betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ("CACM Guideline") voor wat betreft de herziening van de biedzones in de regio's Centrum-West, Centrum-Oost, Noord-Italië en Zwitserland door Entso-E onder toezicht van ACER. De CREG beschouwt dat deze drie niet-conformiteiten moeten aangepakt worden in het kader van dit pilootproject en vraagt aan Elia om actief aan dit project mee te werken en deze drie niet-conformiteiten op te lossen. 127. Hierbij moet worden opgemerkt dat de problematiek van de niet-conformiteit, besproken in de paragraaf 126 hierboven, ten laatste in het kader van de uitvoering van de CACM Guideline, die in juni 2015 in werking zou treden, zal moeten worden behandeld (zie sectie I.7 hierboven en paragraaf 180 hieronder). Dit is de reden waarom de voorwaarden van deze beslissing, voor dit domein, voor een groot deel in lijn zijn met de voorwaarden vervat in deze nieuwe verordening. 45/86 128. Tot slot, om de zone-problematiek af te sluiten, moet hier worden opgemerkt dat het belang van de veiligheidsmarges voor stromen (FRM) ook deels te wijten is aan de afbakening van zones. Dit is in het bijzonder te wijten aan de aanwezigheid van grote zones die aanzienlijk de onzekerheid met betrekking tot de herkomst en / of bestemming van het toegewezen uitwisselingen en dus impact ervan op de netwerkelementen verhoogt. De CREG is van mening dat de herziening van de biedzones ook moet toelaten veiligheidsmarges te verminderen op de stromen die in het voorgestelde mechanisme in rekening worden gebracht. De CREG vraagt Elia om ervoor te zorgen dat deze doelstelling bereikt wordt. 129. Door het gebruik van niet-gerechtvaardigde externe beperkingen (“external constraints”) en veiligheidsmarges voor de stromen ("Flow Reliability Margins") die in het bijzonder het gevolg zijn van de imperfectie van de toegepaste modelvorming kan de voorgestelde methode niet in overeenstemming zijn met artikel 16.3 van Verordening 714/2009 dat bepaalt dat de marktspelers de beschikking krijgen over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de transmissienetwerken waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd. Hier dient te worden aangegeven dat externe beperkingen (globale invoer- of uitvoerlimieten) in 2013 verantwoordelijk waren voor congesties 42,3 % van de congesties in de CWE regio die geobserveerd werden in de simulaties van de Flow-Based parallel runs. Hier dient eveneens te worden herinnerd aan het feit dat er voor België is gebleken dat de invoerlimieten van 3500 MW die Elia op sommige uren had opgelegd omwille van de stabiliteit van het systeem niet gerechtvaardigd waren17. Om deze reden wordt aan de netbeheerders gevraagd om de toegepaste beperkingen te rechtvaardigen of dergelijke beperkingen niet meer toe te passen (zie sectie VI.7 hieronder). In haar antwoord op de raadpleging vermeldt Elia een invoerbeperking van 4500 MW. De CREG wenst er echter op te wijzen dat Elia voor deze beperking, noch in haar voorstel noch aan de CREG, geen enkele verantwoording heeft gegeven. 130. De CREG eist derhalve een verantwoording van Elia voor de externe beperkingen (het principe alsook de waarden / berekeningsmechanisme). De CREG herhaalt hierbij 17 Om de gegrondheid van de argumenten van Elia te beoordelen, heeft de CREG een externe adviseur ingeschakeld. Op basis van dat advies begrijpt de CREG dat een beperking tot 3500 MW van de invoercapaciteit van België om redenen die te maken hebben met de dynamiek of de stabiliteit van het systeem, niet verantwoord is voor zover de veiligheidscriteria van de bij de NTC-berekening gebruikte « load-flow » berekening van de capaciteiten die Elia toepast, zullen worden overtreden voordat problemen van dynamische aard, of stabiliteitsproblemen, worden vastgesteld. De CREG begrijpt eveneens dat één getal (invoerlimiet) niet de hele complexiteit van de dynamiek van een elektrisch systeem kan vatten en dat de kwaliteit van de dynamische reactie ervan afhangt van een heleboel andere factoren. 46/86 tevens haar eis ten aanzien van Elia, zoals geschreven in CREG beslissing 129618, tot preventieve dagelijkse bekendmaking op haar website en op die van CASC CWE van de eventuele beperkingen van de totale invoercapaciteit die zullen worden toegepast. 131. De kwestie van de veiligheidsmarges voor de belangrijke stromen houdt verband met de vele voorvallen die plaatshebben in de periode tussen het tijdstip van capaciteitsberekening en de reële tijd en met de manier waarop deze voorvallen beheerd worden. Nominatieprocedures per productie-eenheid die geharmoniseerd zijn op het niveau van de CWE-regio zouden eveneens moeten toelaten deze onzekerheid van de verwachte stromen en dus de veiligheidsmarges waar nodig te verlagen. 132. De CREG wil ook wijzen op het bestaan van backup en fallback procedures voor de berekening van de FB parameters19. De CREG gaat ervan uit dat deze procedures uiterst uitzonderlijk zullen gebruikt worden en dat de markt op de hoogte wordt gesteld van het gebruik ervan. Bovendien gaat de CREG ervan uit dat de backup en fallback procedures moeten toelaten om voldoende goede resultaten te bekomen. De CREG meent dat de backup en fallback procedures zodanig betrouwbaar moeten zijn om in alle omstandigheden marktresultaten toe te laten. IV.2 Transparantie 133. Artikel 15, paragraaf 2, van het Reglement en punt 5.2 van de richtsnoeren leggen netbeheerders op om een beschrijving van de algemene methode voor de berekening van de overdrachtcapaciteit te publiceren voor de verschillende tijdsbestekken. Om te voldoen aan artikel 15, paragraaf 2, van het Reglement en artikel 5.2 van de richtsnoeren, moet de beschrijving van het algemene model voldoende gedetailleerd zijn. 134. Artikel 11 van Verordening (EU) nr 543/2013 vereist dat de TNB, of, in voorkomend geval, de verantwoordelijken voor toewijzing van transportcapaciteit, de relevante stroomgebaseerde parameters in het geval van stroomgebaseerde capaciteitstoewijzing aan ENTSOE moet leveren met het doel ze te publiceren. 18 Beslissing (B)141009-CDC-1296 over de “aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemene model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge; methode van toepassing op de Belgische grenzen voor dagcapaciteiten” 19 Deze staan beschreven in hoofdstuk 8 van van bijlage 1 aan het voorstel van Elia (« Implémentation d’un couplage de marchés journaliers basé sur les flux dans la région CWE. Description générale ») 47/86 135. De door de TNB gepubliceerde inlichtingen moeten de netgebruikers in principe toelaten om zelf de interconnectiecapaciteiten op dagbasis bij benadering te berekenen. De te publiceren informatie omvat de beschrijving van het rekenmodel van de overdrachtscapaciteit enerzijds en de door het TNB gepubliceerde gegeven, anderzijds. 136. De door Elia gepubliceerde beschrijving van de capaciteitsberekening moet de marktspelers toelaten te begrijpen hoe de marktkoppeling op basis van stromen en het algemene model voor de berekening van de capaciteit dat daaruit voortvloeit werken. De CREG is van mening dat de door Elia gegeven algemene beschrijving de elementen die nodig zijn om de marktkoppeling op basis van stroom te begrijpen dekt en verklaart. Desalniettemin, aangezien het gaat om een nieuwe werkwijze waaraan de markt zich dient aan te passen, sluit de CREG niet uit dat in de toekomst verzoeken tot nadere toelichting van de beschrijving door Elia zullen volgen. 137. De door de CWE TNBs, en meer specifiek Elia, gepubliceerde gegevens moet de markt toelaten zelf bij benadering de overdrachtcapaciteit te berekenen. Ze moeten de markt toelaten de marktresultaten te begrijpen. De TNBs publiceren een groot deel van de gegevens die worden gebruikt in de FBMC. Ze zijn opgenomen in paragraaf 5.7 van de "algemene beschrijving" (bijlage 1 van het voorstel) van Elia. De CREG is van mening dat de gepubliceerde gegevens in de richting gaan van wat door de markt verwacht wordt. Ze sluit echter niet uit bijkomende vragen te zullen stellen. 138. Verbeteringen op het gebied van het publiceren van informatie over de berekening van FBMC worden besproken in sectie VI.6. Dit sluit niet uit dat andere toekomstige verbeteringen nodig zullen blijken. IV.3 Berekening van de intradaycapaciteit 139. De CREG staat erop te verduidelijken dat deze beslissing enkel betrekking heeft op de koppeling van de dagmarkten en de intradaymarkt niet dekt. 140. Zoals ze heeft beschreven in haar beslissing 129620 wil de CREG, wat de intraday betreft, Elia eraan herinneren dat het haar zo snel mogelijk een voorstel van berekening van de intradaycapaciteiten moet voorleggen dat voldoet aan de wettelijke en reglementaire bepalingen. Concreet verwacht de CREG een voorstel voor de berekening van de 20 Beslissing (B)140522-CDC-1296 over "de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemene model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge; methode van toepassing op de Belgische grenzen voor dagcapaciteiten". 48/86 intradaycapaciteit van Elia om de implementatie van de herberekening van de intradaycapaciteit op alle CWE-grenzen tegen november 2015 mogelijk te maken. Deze herberekeningsmethode zal alle op dat moment beschikbare gegevens in aanmerking moeten nemen. 141. De CREG verwijst hiervoor eveneens naar sectie VI.2. IV.4 Conformiteit van de methoden voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare dagelijkse capaciteit via een impliciete methode 142. De CREG is van mening dat het voorstel van Elia het huidige basisprincipe van grensoverschrijdende capaciteitstoewijzing via impliciete prijskoppeling niet wijzigt. 143. Elia bevestigt dat een Flow-Based marktkoppeling de vereisten gekoppeld aan het prijskoppelingsalgoritme Euphemia, dat ontwikkeld werd in het kader van de marktkoppeling van de NWE regio, niet wijzigt. Euphemia kan functioneren met de Flow-Based parameters voor de CWE regio en ATC capaciteiten voor de andere grenzen van de gekoppelde zones in de Multi-Regional Coupling (MRC)21. De capaciteitsberekeningsprocedure van FBMC hanteert een matrix van parameters die voor elk uur de lijst met Remaining Available Margin (RAM) en PTDF als beperkingen voor het capaciteitsdomein. 144. De CREG noteert dat de huidige regels in het geval van ontkoppeling van de CWE regio, met name het werken met schaduwveilingen (“shadow auctions”), van kracht blijven. 145. Om deze redenen verwijst de CREG voor wat betreft de principes van toewijzing van dagelijkse capaciteit via een impliciete methode naar haar beslissing (B)130926-CDC1270 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de “implementatie van de day-ahead marktkoppeling in de regio NWE (NoordWest Europa”). 146. Zoals hierboven aangehaald vindt bij Flow-Based marktkoppeling de berekening en de toewijzing van transmissiecapaciteit in eenzelfde methode plaats. Voor wat betreft de interactie tussen de berekening en de toewijzing van capaciteit en de werking van Flow- 21 De MRC omvat België, Denemarken, Duitsland, Estland, Finland, Frankrijk, Groot-Brittannië, Italië,, Letland, Litouwen, Luxemburg, Nederland, Noorwegen, Oostenrijk, Polen (via de SwePol Link), Portugal, Spanje en Zweden. De MRC heeft als doel de prijskoppeling naar andere regio’s in Europa uit te breiden. 49/86 Based marktkoppeling, alsook de appreciatie van de methode wordt verwezen naar hoofdstuk III. 147. In de meeste omstandigheden zal het FB domein meer mogelijkheden bieden dan in een ATC-gebaseerde methode. Toch kunnen bepaalde omstandigheden ervoor zorgen dat zeer weinig tot geen transfercapaciteit wordt aangeboden aan de dagmarkt. Dit kan voor kleinere biedzones, zoals België, leiden tot een lage liquiditeit op de dagmarkt. De partijen in het CWE FBMC Project hebben aangegeven22 te verzekeren dat FB de kwaliteit van de prijsvorming niet in gevaar brengt en dit voor alle markten. Een maatregel die het CWE FBMC Project invoert om het risico op een slechte prijsvorming op de dagmarkt te beperken is het hanteren van “LTA+” domeinen wanneer voor één uur minstens 80% van de langetermijnrechten genomineerd wordt23. Dit houdt voor de grens FR-BE in dat 200 MW dagcapaciteit gegarandeerd wordt bovenop de langetermijnrechten (en dit gedurende 7 dagen volgend op het uur met 80% genomineerde langetermijnrechten). Voor de grens NLBE houdt dit in dat de volgende maandveiling met 165 MW verlaagd zal worden om deze te kunnen garanderen als dagcapaciteit. Op langere termijn verwacht de CREG dat het invoeren van “Financial Transmission Rights” (FTR) een structureel antwoord biedt (zie sectie VI.4). De CREG acht dat het de verantwoordelijkheid is van de partijen in het CWE FBMC Project om een goede marktwerking en correcte prijsvorming onder alle omstandigheden te garanderen. De CREG verwijst verder naar haar beslissingen (B)121026-CDC-1200 over de “Methode voor de verdeling van de capaciteiten tussen de verschillende tijdshorizonten op de koppelverbinding België-Frankrijk” en (B)140508-CDC1306 over de “Methode voor de verdeling van de capaciteiten tu

🔗 Vers la source officielle

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