← België

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

Niet-vertrouwelijk 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)160303-CDC-1479 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 - model van toepassing op de Belgische grenzen voor intradaycapaciteit” 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 5.2 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, 38° en 40° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en de artikelen 176, §2 en 180, §2, van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe 3 maart 2016 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 ........................ 8 I.4 De elektriciteitswet ..................................................................................................13 I.5 Het technisch reglement .........................................................................................15 I.6 Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ........................17 II. III. Antecedenten ..............................................................................................................33 II.1 Algemeen ...............................................................................................................33 II.2 Raadpleging ...........................................................................................................38 Beoordeling van de voorgestelde methode .................................................................39 III.1 Coördinatie met andere netwerkbeheerders in de CWE regio ................................40 III.2 Discriminatie ...........................................................................................................42 III.3 Doeltreffend gebruik van het transportnet ...............................................................43 III.4 Toewijzing gebaseerd op de markt .........................................................................46 III.5 Publicatie van het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de betrouwbaarheidsmarge in intraday..............................47 IV. Raadpleging ................................................................................................................49 IV.1 Antwoord FEBEG ...................................................................................................49 IV.2 Antwoord EFET ......................................................................................................50 IV.3 Antwoord MPP ........................................................................................................51 Niet-vertrouwelijk 2/60 IV.4 Antwoord Febeliec ..................................................................................................52 IV.5 Antwoord Elia .........................................................................................................52 IV.5.1 Coördinatie met andere netwerkbeheerders in de CWE regio .....................53 IV.5.2 Discriminatie ................................................................................................54 IV.5.3 Doeltreffend gebruik van het transportnet ....................................................54 IV.5.4 Toewijzing gebaseerd op de markt ..............................................................55 IV.5.5 Publicatie van het model ..............................................................................55 V. BESLISSING ...............................................................................................................57 VI. Bijlage 1: Elia voorstel .................................................................................................59 VII. Bijlage 2: Antwoorden op de consultatie ......................................................................60 Niet-vertrouwelijk 3/60 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt hierna, op basis van artikel 15, §2 van Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad (hierna "de Verordening 714/2009") van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, van artikel 23, §2, 38° en 40° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: de elektriciteitswet) en van artikelen 176, §2 en 180, §2 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna: het technisch reglement), het voorstel van de NV Elia System Operator (hierna "Elia") betreffende het “algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge; model van toepassing op de Belgische grenzen voor de intradaycapaciteit” (hierna "voorstel van Elia"). Het voorstel betreffende het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge, dat aan de Belgische grenzen van toepassing is voor de intra-daycapaciteit, werd door Elia ter kennis gebracht bij brief ontvangen op 10 november 2015. Onderhavige eindbeslissing steunt grotendeels op dezelfde argumentatie als deze van beslissing (B) 101026-CDC-997 van de CREG van 26 oktober 2010. Deze eindbeslissing is opgesplitst in vijf delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijke kader. In het tweede deel worden de antecedenten van de eindbeslissing toegelicht. Het derde deel gaat over de beoordeling van de voorgestelde berekeningsmethode. Het vierde deel omvat een synthese van de antwoorden op de openbare raadpleging en biedt een antwoord op de aangehaalde punten. Het vijfde deel ten slotte bevat de eigenlijke beslissing. Een kopie van het voorstel van Elia (Berekeningsmethode voor de Intraday Capaciteit. Beschrijvende nota), evenals twee bijlagen hieraan (“Methodolody for capacity calculation for ID timeframe” en “Continuous improvement Process of Intraday Capacity Calculation”) worden als bijlage bij deze eindbeslissing gevoegd. Niet-vertrouwelijk 4/60 Op 3 maart 2016 keurde het Directiecomité van de CREG onderhavige eindbeslissing goed. Deze beslissing annuleert en vervangt de eindbeslissing van 25 februari 2016 omdat niet met alle ontvangen reacties op de raadpleging rekening werd gehouden in de voorgaande beslissing.  Niet-vertrouwelijk 5/60 I. WETTELIJK KADER 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 1. Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 houdende de 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 bepaald 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 afnemers een systeem voor toegang van derden tot de transmissie- en distributienetten wordt ingevoerd. Dit systeem, gebaseerd op bekendgemaakte tarieven, moet objectief worden toegepast, zonder onderscheid te maken tussen systeemgebruikers. 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. 2. 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. 3. Artikel 37.9 van richtlijn 2009/72/EG bepaalt dat de regulerende instanties het congestiebeheer van de nationale elektriciteitssystemen, inclusief interconnectoren, en de 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. Niet-vertrouwelijk 6/60 4. 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. » 5. 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 6. De CREG herinnert eraan dat, krachtens de bepalingen van artikel 249 van het Verdrag tot oprichting van de Europese Gemeenschap, de Verordening 714/2009 een algemene draagwijdte heeft, in al zijn elementen bindend is en rechtstreeks van toepassing is in iedere Lidstaat. 7. Artikel 15.2 bepaalt dat « de door de transmissiesysteembeheerders gehanteerde veiligheids-, operationele en planningsnormen worden openbaar gemaakt. Dit omvat tevens een algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transmissiebetrouwbaarheidsmarge, een en ander gebaseerd op de elektrische en fysieke eigenschappen van het netwerk. Dergelijke modellen moeten door de regulerende instanties worden goedgekeurd ». 8. 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 moeten worden opgelost met van transacties losstaande methodes, d.w.z. methodes waarbij geen keuze moet worden gemaakt tussen de contracten van afzonderlijke marktspelers. 9. Artikel 16.3 bepaalt dat marktspelers de beschikking krijgen over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de maximale capaciteit van de transmissiesystemen waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd, in overeenstemming met de voor een bedrijfszekere exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen. Niet-vertrouwelijk 7/60 10. 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. 11. Artikel 16.5 van de Verordening 714/2009 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. I.3 Richtsnoeren voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit op interconnecties tussen nationale systemen 12. De bijlage 1 van de Verordening 714/2009 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 […] 1.6. 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:
  4. 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
  5. 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 Niet-vertrouwelijk 8/60 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. 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 “intraday”-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 Niet-vertrouwelijk 9/60 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 congestiebeheerprocedure. De nationale regulerende instanties en de transmissiesysteembeheerders zien erop toe dat geen congestiebeheerprocedures 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 “dayahead”-toewijzing:
  4. a)Noord-Europa (Denemarken, Zweden, Finland, Duitsland en Polen);
  5. b)Noordwest-Europa (Benelux, Duitsland en Frankrijk);
  6. c)Italië (d.w.z. Italië, Frankrijk, Duitsland, Oostenrijk, Slovenië en Griekenland);
  7. d)Centraal Oost-Europa (Duitsland, Polen, Tsjechië, Slowakije, Hongarije, Oostenrijk en Slovenië);
  8. e)Zuidwest-Europa (Spanje, Portugal en Frankrijk);
  9. f)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 Niet-vertrouwelijk 10/60 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 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. […] 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 Niet-vertrouwelijk 11/60 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 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 Niet-vertrouwelijk 12/60 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 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. […] I.4 De elektriciteitswet 13. 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. Niet-vertrouwelijk 13/60 14. 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. 15. 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. 16. 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 »; 17. 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 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; 18. 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 »; 19. 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 Niet-vertrouwelijk 14/60 transmissie vanuit elektrische en fysische kenmerken van het net dat gepubliceerd wordt door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, § 1, derde lid, 11° »; I.5 Het technisch reglement 20. 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 ». 21. Artikel 177 bepaalt: "§1. De methodes, bedoeld in artikel 176, hebben tot doel, een zo groot mogelijke capaciteit van verbindingen ter beschikking te stellen en dit op een transparante en niet-discriminerende wijze, en waarbij de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net worden gewaarborgd. §2. Deze methodes zijn onder meer gebaseerd op de regels en de aanbevelingen die de wisselwerking van de Europese verbindingsnetten en de energie-uitwisselingen tussen de regelzones beheersen. §3. Deze methodes houden zoveel 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". 22. Artikel 180, §1 van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder op niet- discriminerende en transparante wijze de methodes voor het beheer van congestie die door hem zijn toegepast, moet bepalen. Artikel 180, §2, preciseert dat de methodes voor congestiebeheer, alsook 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, inzonderheid op toezien om: 1° zoveel mogelijk rekening te houden met de richting van de elektriciteitsstromen en in het bijzonder wanneer de energie-uitwisselingen effectief de congestie doen verminderen; 2° zoveel mogelijk betekenisvolle invloeden te vermijden op de elektriciteitsstromen in andere netten; Niet-vertrouwelijk 15/60 3° problemen van congestie op het net op te lossen bij voorkeur met methoden 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 methoden van congestiebeheer onder meer gebaseerd zijn op: 1° veilingen 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). 23. Krachtens artikel 181, §1, van het technische reglement hebben de methodes voor congestiebeheer onder meer als doel om: 1° elke beschikbare capaciteit aan de markt ter beschikking te stellen volgens transparante en niet-discriminerende methoden via, in voorkomend geval, veilingen waarin de capaciteiten kunnen worden verkocht met verschillende duurtijden en met verschillende karakteristieken (bijvoorbeeld wat betreft de verwachte betrouwbaarheid van de betreffende beschikbare capaciteit); 2° de beschikbare capaciteit in een serie verkopen aan te bieden die op 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 op voorhand vastgestelde prioriteitsregels. Deze prioriteitsregels worden ter kennis gegeven aan de commissie en gepubliceerd 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. Niet-vertrouwelijk 16/60 24. Overeenkomstig artikel 184 van het technisch reglement beogen de methodes 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. I.6 Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer 25. De verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (hierna: Verordening 2015/1222) dekt het intraday tijdsbestek van het congestiebeheer. De artikels met betrekking tot de capaciteitsberekening, die relevant zijn voor onderhavige beslissing, worden hieronder overgenomen. Artikel 14: Tijdsbestekken voor capaciteitsberekening 1.Alle TSB's berekenen de zoneoverschrijdende capaciteit voor ten minste de volgende tijdsbestekken:
  28. a)day-ahead, voor de day-aheadmarkt;
  29. b)intraday, voor de intradaymarkt. 2. Voor het tijdsbestek van de day-aheadmarkt worden de specifieke waarden voor de zoneoverschrijdende capaciteit voor elke day-aheadmarkttijdseenheid berekend. Voor het tijdsbestek van de intradaymarkt worden de specifieke waarden voor de zoneoverschrijdende capaciteit voor elke resterende intradaymarkttijdseenheid berekend. 3. Voor het tijdsbestek van de day-aheadmarkt wordt de capaciteitsberekening gebaseerd op de laatste beschikbare informatie. De informatie-update voor het tijdsbestek van de dayaheadmarkt gaat niet van start vóór 15.00 uur markttijd, twee dagen voor de dag van levering. 4. Alle TSB's in elke capaciteitsberekeningsregio zorgen ervoor dat de zoneoverschrijdende capaciteit binnen het tijdsbestek van de intradaymarkt wordt herberekend op basis van de laatste beschikbare informatie. De frequentie van deze herberekening wordt bepaald rekening houdend met de efficiëntie en de operationele veiligheid. Niet-vertrouwelijk 17/60 Artikel 15: Regio's voor de capaciteitsberekening 1. Binnen een tijdsbestek van drie maanden na de inwerkingtreding van deze verordening ontwikkelen alle TSB's gezamenlijk een gemeenschappelijk voorstel voor de afbakening van de capaciteitsberekeningsregio's. Met betrekking tot dit voorstel wordt een raadpleging overeenkomstig artikel 12 gehouden. 2. In het in lid 1 bedoelde voorstel worden de biedzonegrenzen omschreven die worden toegewezen aan de TSB's die lid zijn van elke capaciteitsberekeningsregio. Aan de volgende eisen wordt voldaan:
  30. a)er wordt rekening gehouden met de in punt 3.2 van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 gespecificeerde regio's;
  31. b)elke biedzonegrens, of indien van toepassing twee afzonderlijke biedzonegrenzen, waardoor interconnectie tussen twee biedzones bestaat, wordt toegewezen aan één capaciteitsberekeningsregio;
  32. c)minimaal die TSB's worden toegewezen aan alle capaciteitsberekeningsregio's waarin zij biedzonegrenzen hebben. 3. Capaciteitsberekeningsregio's die een stroomgebaseerde aanpak gebruiken, worden samengesmolten tot één capaciteitsberekeningsregio indien aan alle volgende voorwaarden is voldaan:
  33. a)hun transmissiesystemen zijn direct met elkaar verbonden;
  34. b)zij nemen deel aan hetzelfde eenvormige day-ahead- of intradaykoppelingsgebied;
  35. c)samensmelting van de desbetreffende regio's is efficiënter dan hen gescheiden te houden. De bevoegde regulerende instanties kunnen een gezamenlijke kosten-batenanalyse eisen van de betrokken TSB's om de efficiëntie van de samensmelting te evalueren. Artikel 16: Methodologie voor het verstrekken van gegevens betreffende opwekking en basislast 1. Binnen een tijdsbestek van tien maanden na de inwerkingtreding van deze verordening ontwikkelen alle TSB's gezamenlijk een voorstel voor een eenvormige methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens die vereist zijn om het gemeenschappelijk netwerkmodel op te stellen; met betrekking tot dit voorstel wordt een raadpleging overeenkomstig artikel 12 gehouden. Het voorstel omvat een op de doelstellingen van deze verordening gebaseerde rechtvaardiging voor het verkrijgen van deze informatie. 2. In het voorstel voor een methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens wordt gespecificeerd welke opwekkingseenheden en basislasten de voor de capaciteitsberekening vereiste informatie aan hun respectieve TSB's moeten toezenden. 3. In het voorstel voor een methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens wordt de informatie gespecificeerd die door de opwekkingseenheden en basislasten aan de TSB's moet worden verstrekt. Die informatie bevat de volgende elementen:
  36. a)informatie over hun technische kenmerken;
  37. b)informatie over de beschikbaarheid van opwekkingseenheden en basislasten; Niet-vertrouwelijk 18/60
  38. c)informatie met betrekking tot de tijdschema's van de opwekkingseenheden;
  39. d)relevante beschikbare opwekkingseenheden. informatie over de wijze van dispatching van de 4. In de methodologie worden de voor de opwekkingseenheden en basislasten geldende uiterste termijnen voor het verstrekken van de in lid 3 bedoelde informatie gespecificeerd. 5. Elke TSB gebruikt de in lid 3 bedoelde informatie en deelt die met andere TSB's. De in lid 3, onder d), bedoelde informatie wordt uitsluitend gebruikt voor capaciteitsberekeningsdoeleinden. 6. Uiterlijk twee maanden na goedkeuring door alle regulerende instanties van de methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens publiceert het ENTSO voor elektriciteit:
  40. a)een lijst van de entiteiten die informatie aan de TSB's moeten verstrekken;
  41. b)een overzicht van de in lid 3 bedoelde te verstrekken informatie;
  42. c)de uiterste termijnen voor het verstrekken van die informatie. Artikel 17: Methodologie voor het gemeenschappelijk netwerkmodel 1. Binnen een tijdsbestek van tien maanden na de inwerkingtreding van deze verordening ontwikkelen alle TSB's gezamenlijk een voorstel voor een methodologie voor het gemeenschappelijk netwerkmodel. Met betrekking tot dit voorstel wordt een raadpleging overeenkomstig artikel 12 gehouden. 2. De methodologie voor het gemeenschappelijk netwerkmodel maakt de opstelling van een gemeenschappelijk netwerkmodel mogelijk. De methodologie omvat minimaal de volgende elementen:
  43. a)een definitie van de scenario's, overeenkomstig artikel 18;
  44. b)een definitie van de individuele netwerkmodellen, overeenkomstig artikel 19;
  45. c)een beschrijving van het proces van samensmelting van de individuele netwerkmodellen met het oog op de opstelling van het gemeenschappelijk netwerkmodel. Artikel 18: Scenario's 1. Alle TSB's ontwikkelen gezamenlijk gemeenschappelijke scenario's voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek als bedoeld in artikel 14, lid 1, onder
  46. a)en b). De gemeenschappelijke scenario's worden gebruikt om specifieke prognoses op te stellen inzake opwekking, basislast en netwerktopologie voor het transmissiesysteem in het gemeenschappelijk netwerkmodel. 2. Er wordt één scenario uitgewerkt per markttijdseenheid, zowel voor het tijdsbestek van de day-ahead- als voor dat van de intradaycapaciteitsberekening. Niet-vertrouwelijk 19/60 3. Voor elk scenario stellen alle TSB's gezamenlijk gemeenschappelijke regels op voor de bepaling van de nettoposities in elke biedzone en de stroom voor elke gelijkstroomlijn. Deze gemeenschappelijke regels worden gebaseerd op de beste prognose van de nettopositie voor elke biedzone en op de beste prognose van de stromen in elke gelijkstroomlijn voor elk scenario en omvatten het algemene evenwicht tussen basislast en elektriciteitsopwekking voor het transmissiesysteem in de Unie. Bij de vaststelling van de scenario's mag er, overeenkomstig punt 1.7 van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009, geen ongeoorloofde discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisselingen ontstaan. Artikel 19: Individueel netwerkmodel 1. Voor elke biedzone en voor elk scenario:
  47. a)verstrekken alle TSB's in de biedzone gezamenlijk een uniek individueel netwerkmodel dat voldoet aan het bepaalde in artikel 18, lid 3, of
  48. b)verstrekt elke TSB in de biedzone een individueel netwerkmodel voor zijn regelzone, inclusief interconnecties, mits de som van de nettoposities in de regelzones, inclusief interconnecties, van de biedzone voldoet aan het bepaalde in artikel 18, lid 3. 2. Elk individueel netwerkmodel vertegenwoordigt de best mogelijke voorspelling van de transmissiesysteemcondities voor elk scenario dat door de TSB('
  49. s)is gespecificeerd op het tijdstip waarop het individueel netwerkmodel gecreëerd is. 3. De individuele netwerkmodellen hebben betrekking op alle netwerkelementen van het transmissiesysteem die worden gebruikt in de regionale operationele veiligheidanalyse voor het desbetreffende tijdsbestek. 4. Alle TSB's harmoniseren maximaal de manier waarop de individuele netwerkmodellen worden opgebouwd. 5. Elke TSB neemt in het individuele netwerkmodel alle gegevens op die nodig zijn om een actieve en reactieve elektriciteitsstroom- en -spanningsanalyse in stationaire toestand mogelijk te maken. 6. Waar passend en op basis van overeenstemming tussen alle TSB's binnen een capaciteitsberekeningsregio wisselen alle TSB's in die capaciteitsberekeningsregio met elkaar gegevens uit om spannings- en dynamische-stabiliteitsanalyses mogelijk te maken. Artikel 20: Invoering van een stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsmethodologie 1. Voor het tijdsbestek voor day-aheadmarkten en het tijdsbestek voor intradaymarkten wordt in de gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologieën de stroomgebaseerde aanpak gebruikt, behalve wanneer aan de eis van lid 7 is voldaan. 2. Uiterlijk tien maanden na de goedkeuring van het voorstel voor een capaciteitsberekeningsregio overeenkomstig artikel 15, lid 1, dienen alle TSB's in elke capaciteitsberekeningsregio een voorstel in voor een gemeenschappelijke gecoördineerde capaciteitsberekeningsmethodologie voor de desbetreffende regio. Met betrekking tot dit voorstel wordt een raadpleging overeenkomstig artikel 12 gehouden. Het voorstel voor de capaciteitsberekeningsmethodologie binnen regio's overeenkomstig dit lid, in capaciteitsberekeningsregio's die gebaseerd zijn op de gebieden „Noordwest-Europa” Niet-vertrouwelijk 20/60 („NWE”) en „Centraal Oost-Europa” („COE”) als gedefinieerd in punt 3.2, onder
  50. b)en d), van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009, alsook in de in de leden 3 en 4 bedoelde regio's, zal worden aangevuld met een overeenkomstig lid 5 te ontwikkelen gemeenschappelijk kader voor de coördinatie en verenigbaarheid van stroomgebaseerde methodologieën over regio's heen. 3. De TSB's van de capaciteitsberekeningsregio waarin Italië, als gedefinieerd in punt 3.2, onder
  51. c)van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009, is opgenomen, kunnen, onverlet de in lid 1 vervatte verplichting tot indiening van een voorstel voor een gemeenschappelijke gecoördineerde capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak voor de respectieve regio overeenkomstig lid 2, de uiterste termijn met maximaal zes maanden verlengen nadat Zwitserland is toegetreden tot de eenvormige day-aheadkoppeling. Het voorstel hoeft geen biedzonegrenzen binnen Italië en tussen Griekenland te omvatten. 4. Uiterlijk zes maanden nadat alle SEE-partijen (South East Europe) bij het Energiegemeenschapsverdrag deelnemen aan de eenvormige day-aheadkoppeling, dienen de TSB's van ten minste Kroatië, Roemenië, Bulgarije en Griekenland gezamenlijk een voorstel in om een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak in te voeren voor het tijdsbestek van de dayahead- en intradaymarkt. Dit voorstel omvat een tenuitvoerleggingsdatum van de gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak die niet later mag vallen dan twee jaar na de deelname van alle SEE-partijen bij het Energiegemeenschapsverdrag aan de eenvormige day-aheadkoppeling. De TSB's van lidstaten die grenzen aan andere regio's worden ertoe aangespoord deel te nemen aan de initiatieven om een gemeenschappelijke stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsmethodologie met deze regio's ten uitvoer te leggen. 5. Op het tijdstip dat twee of meer aangrenzende capaciteitsberekeningsregio's in dezelfde synchrone zone een capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak ten uitvoer leggen voor de tijdsbestekken voor day-ahead- of intradaymarkten, worden die regio's voor dit doel als één regio beschouwd en dienen de TSB's van deze regio binnen een termijn van zes maanden een voorstel in voor de toepassing van een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak voor de tijdsbestekken voor day-ahead- of intradaymarkten. Dit voorstel omvat een tenuitvoerleggingsdatum van de gemeenschappelijke regiooverschrijdende capaciteitsberekeningsmethodologie die niet later mag vallen dan twaalf maanden na de tenuitvoerlegging van de stroomgebaseerde aanpak in deze regio's voor de methodologie voor het day-aheadmarkttijdsbestek en 18 maanden voor de methodologie voor het intradaymarkttijdsbestek. De in het onderhavige lid aangegeven tijdschema's mogen worden aangepast overeenkomstig lid 6. De methodologie in de twee capaciteitsberekeningsregio's die het initiatief hebben genomen voor de ontwikkeling van een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie mag eerst ten uitvoer worden gelegd alvorens een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie met een extra capaciteitsberekeningsregio wordt ontwikkeld. 6. Indien de betrokken TSB's kunnen aantonen dat de toepassing van gemeenschappelijke stroomgebaseerde methodologieën overeenkomstig de leden 4 en 5 nog niet efficiënter is uitgaande van eenzelfde niveau van operationele veiligheid van het systeem, mogen zij gezamenlijk bij de bevoegde regulerende instanties een verzoek indienen om de desbetreffende termijnen te verlengen. Niet-vertrouwelijk 21/60 7. TSB's kunnen de bevoegde regulerende instanties gezamenlijk verzoeken om de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak toe te passen in regio's en biedzonegrenzen, andere dan die welke in de leden 2 tot en met 4 zijn bedoeld, indien de betrokken TSB's kunnen aantonen dat de toepassing van de capaciteitsberekeningsmethodologie met gebruikmaking van de stroomgebaseerde aanpak nog niet efficiënter is dan de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak uitgaande van eenzelfde niveau van operationele veiligheid van het systeem in de betrokken regio. 8. Om de marktdeelnemers in staat te stellen zich aan te passen aan elke wijziging van de capaciteitsberekeningsaanpak, testen de betrokken TSB's de nieuwe aanpak samen met de bestaande aanpak en betrekken zij hierbij de marktdeelnemers gedurende minimaal zes maanden voordat zij een voorstel tot wijziging van hun capaciteitsberekeningsaanpak ten uitvoer leggen. 9. De TSB's van elke capaciteitsberekeningsregio die de stroomgebaseerde aanpak toepassen, ontwikkelen een instrument, en maken dit beschikbaar, dat het voor de marktdeelnemers mogelijk maakt de interactie tussen zoneoverschrijdende capaciteiten en zoneoverschrijdende uitwisselingen tussen biedzones te evalueren. Artikel 21: Methodologie voor capaciteitsberekeningen 1. Het overeenkomstig artikel 20, lid 2, bepaalde voorstel voor een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie voor een bepaalde capaciteitsberekeningsregio omvat minimaal de volgende elementen voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek:
  52. a)methodologieën voor de berekening van de inputs voor de capaciteitsberekening, die de volgende aspecten omvatten:
  53. i)een methodologie voor de bepaling van de betrouwbaarheidsmarge, overeenkomstig artikel 22;
  54. 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;
  55. iv)de methodologie voor de bepaling van remediërende maatregelen die bij de capaciteitsberekening moeten worden overwogen, overeenkomstig artikel 25.
  56. b)een gedetailleerde beschrijving van de capaciteitsberekeningsaanpak die de volgende aspecten omvat:
  57. i)een wiskundige beschrijving van de gebruikte capaciteitsberekeningsaanpak met verschillende capaciteitsberekeningsinputs;
  58. 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;
  59. iv)regels betreffende de aanpassing van elektriciteitsstromen in kritische netwerkelementen of van de zoneoverschrijdende capaciteit ten gevolge van remediërende maatregelen, overeenkomstig artikel 25;
  60. v)voor de stroomgebaseerde aanpak, een wiskundige beschrijving van de berekening van de vermogensoverdrachtverdelingsfactoren en van de berekening van de Niet-vertrouwelijk 22/60 beschikbare marges in kritische netwerkelementen;
  61. 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 te kunnen opvangen.
  62. 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 capaciteitsberekeningsmethodologie die met name een geharmoniseerde capaciteitsberekeningsmethodologie voor de stroomgebaseerde aanpak en voor de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak omvat. 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 twaalf 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. Artikel 22: Methodologie voor de betrouwbaarheidsmarge 1. Het voorstel voor een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie omvat een methodologie om de betrouwbaarheidsmarge te bepalen. De methodologie om de betrouwbaarheidsmarge te bepalen, bestaat uit twee stappen. In een eerste stap ramen de desbetreffende TSB's de waarschijnlijkheidsverdeling van de afwijkingen tussen de verwachte elektriciteitsstromen op het tijdstip van de capaciteitsberekening en de daadwerkelijk gerealiseerde elektriciteitsstromen in realtime. In een tweede stap wordt de betrouwbaarheidsmarge berekend door een waarde af te leiden uit de waarschijnlijkheidsverdeling. 2. In de methodologie voor de bepaling van de betrouwbaarheidsmarge worden de beginselen omschreven voor het berekenen van de waarschijnlijkheidsverdeling van de afwijkingen tussen de verwachte elektriciteitsstromen op het tijdstip van de capaciteitsberekening en de daadwerkelijk gerealiseerde elektriciteitsstromen in realtime, en worden de onzekerheden Niet-vertrouwelijk 23/60 gespecificeerd waarmee bij de berekening rekening moet worden gehouden. Om deze onzekerheden te bepalen, wordt in de methodologie met name rekening gehouden met:
  63. a)onbedoelde afwijkingen van de fysieke elektriciteitsstromen binnen een markttijdseenheid, veroorzaakt door de aanpassing van elektriciteitsstromen binnen en tussen regelzones met het doel de frequentie constant te houden;
  64. b)onzekerheden die de capaciteitsberekening kunnen beïnvloeden en die zich voor de desbetreffende markttijdseenheid kunnen voordoen tussen het tijdsbestek van de capaciteitsberekening en realtime. 3. In de methodologie voor de bepaling van de betrouwbaarheidsmarge nemen de TSB's ook gemeenschappelijke geharmoniseerde beginselen op voor de afleiding van de betrouwbaarheidsmarge uit de waarschijnlijkheidsverdeling. 4. Op basis van de overeenkomstig lid 1 vastgestelde methodologie bepalen de TSB's de betrouwbaarheidsmarge, met inachtneming van de operationele veiligheidsgrenzen en rekening houdend met de onzekerheden tussen het capaciteitsberekeningstijdsbestek en realtime, en de remediërende maatregelen die na de capaciteitsberekening beschikbaar zijn. 5. Voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek bepalen de betrokken TSB's de betrouwbaarheidsmarge voor de kritische netwerkelementen, wanneer de stroomgebaseerde aanpak wordt gebruikt, en voor de zoneoverschrijdende capaciteit, wanneer de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak wordt gebruikt. Artikel 23: Methodologieën voor operationele veiligheidsgrenzen, onvoorziene gebeurtenissen en toewijzingsbeperkingen 1. Elke TSB neemt de bij de analyse van de operationele veiligheid gebruikte operationele veiligheidsgrenzen en onvoorziene gebeurtenissen in acht. 2. Wanneer de bij de capaciteitsberekening gebruikte operationele veiligheidsgrenzen en onvoorziene gebeurtenissen niet dezelfde zijn als die welke worden gebruikt bij de analyse van de operationele veiligheid, beschrijven de TSB's in hun voorstel voor de gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie de specifieke methode en de criteria die zij hebben gebruikt om de voor de capaciteitsberekening gebruikte operationele veiligheidsgrenzen en onvoorziene gebeurtenissen te bepalen. 3. Indien de TSB's toewijzingsbeperkingen hanteren, kunnen die uitsluitend worden vastgesteld op basis van:
  65. a)de beperkingen die vereist zijn om het transmissiesysteem binnen zijn operationele veiligheidsgrenzen te houden en die niet op efficiënte wijze kunnen worden omgevormd tot maximumstromen in kritische netwerkelementen, of
  66. b)de beperkingen die bedoeld zijn om de economische meerwaarde bij eenvormige dayahead- of intradaykoppeling te vergroten. Artikel 24: Methodologie voor de veranderingssleutels betreffende opwekking 1. Het voorstel voor een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie omvat een voorstel voor een methodologie om een gemeenschappelijke veranderingssleutel betreffende Niet-vertrouwelijk 24/60 opwekking te bepalen voor elke biedzone en elk scenario ontwikkeld overeenkomstig artikel 18. 2. De veranderingssleutels betreffende opwekking vertegenwoordigen de beste prognose van de relatie van een verandering in de nettopositie van een biedzone tot een specifieke verandering van de opwekking of basislast in het gemeenschappelijk netwerkmodel. In die prognose wordt met name rekening gehouden met de informatie uit de methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens. Artikel 25: Methodologie voor de bij de capaciteitsberekening te gebruiken remediërende maatregelen 1. Elke TSB binnen elke capaciteitsberekeningsregio omschrijft individueel de beschikbare remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening rekening moet worden gehouden om de doelstellingen van deze verordening te bereiken. 2. Elke TSB binnen elke capaciteitsberekeningsregio coördineert met de andere TSB's in die regio het gebruik van de remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening rekening moet worden gehouden en de daadwerkelijke toepassing daarvan in realtimebedrijfsomstandigheden. 3. Om het mogelijk te maken dat bij de capaciteitsberekening rekening wordt gehouden met de remediërende maatregelen, nemen alle TSB's in elke capaciteitsberekeningsregio een besluit over welke remediërende maatregelen de actie van meer dan één TSB vergen. 4. Elke TSB waakt erover dat bij de capaciteitsberekening rekening wordt gehouden met de remediërende maatregelen, op voorwaarde dat de na de berekening beschikbare remediërende maatregelen, genomen samen met de in artikel 22 bedoelde betrouwbaarheidsmarge, volstaan om de operationele veiligheid te waarborgen. 5. Elke TSB houdt bij de capaciteitsberekening rekening met de remediërende maatregelen zonder kosten. 6. Elke TSB waakt erover dat de remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening rekening moet worden gehouden, dezelfde zijn voor alle capaciteitsberekeningstijdsbestekken, rekening houdend met hun technische beschikbaarheid voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek. Artikel 26: Validatiemethodologie voor zoneoverschrijdende capaciteit 1. Elke TSB valideert, en heeft het recht op correctie van, de zoneoverschrijdende capaciteit die relevant is voor de biedzonegrenzen of kritische netwerkelementen van de TSB's, als verstrekt door de gecoördineerde capaciteitscalculatoren overeenkomstig de artikelen 27 tot en met 31. 2. Wanneer een gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak wordt gebruikt, nemen alle TSB's in de capaciteitsberekeningsregio in hun in artikel 21 bedoelde capaciteitsberekeningsmethodologie een regel op voor het uitsplitsen van de correctie op zoneoverschrijdende capaciteit tussen de onderscheiden biedzonegrenzen. 3. Elke TSB kan de zoneoverschrijdende capaciteit gedurende de in lid 1 bedoelde validatie van de zoneoverschrijdende capaciteit verminderen om redenen van operationele veiligheid. Niet-vertrouwelijk 25/60 4. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator zorgt tijdens de capaciteitsberekening en validatie voor coördinatie met de naburige gecoördineerde capaciteitscalculatoren. 5. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator stelt alle regulerende instanties van de capaciteitsberekeningsregio om de drie maanden in kennis van alle verminderingen die gedurende de validatie van de zoneoverschrijdende capaciteit zijn uitgevoerd overeenkomstig lid 3. In het desbetreffende verslag worden de plaats en omvang van elke vermindering van de zoneoverschrijdende capaciteit, alsook de redenen daarvoor, gespecificeerd. 6. Alle regulerende instanties van de capaciteitsberekeningsregio beslissen samen of het in lid 5 bedoelde verslag geheel of gedeeltelijk wordt gepubliceerd. Artikel 27: Algemene bepalingen 1. Uiterlijk zes maanden na het besluit betreffende de in artikel 16 bedoelde methodologie voor het verstrekken van opwekkings- en basislastgegevens en de in artikel 17 bedoelde methodologie voor het gemeenschappelijk netwerkmodel, organiseren alle TSB's het proces van samensmelting van de individuele netwerkmodellen. 2. Uiterlijk vier maanden na de besluiten betreffende de in de artikelen 20 en 21 bedoelde capaciteitsberekeningsmethodologieën, zetten alle TSB's in elke capaciteitsberekeningsregio gezamenlijk de gecoördineerde capaciteitscalculatoren op en stellen zij regels voor hun werking vast. 3. Alle TSB's van elke capaciteitsberekeningsregio evalueren om de twee jaar, als onderdeel van het overeenkomstig artikel 31 opgestelde tweejaarlijkse verslag betreffende capaciteitsberekening en -toewijzing, de kwaliteit van de voor de capaciteitsberekening toegezonden gegevens. 4. Gebruikmakend van de recentste beschikbare informatie evalueren en actualiseren alle TSB's op gezette tijden, en minimaal jaarlijks:
  67. a)de voor de capaciteitsberekening gebruikte operationele veiligheidsgrenzen, onvoorziene gebeurtenissen en toewijzingsbeperkingen;
  68. b)de waarschijnlijkheidsverdeling van de afwijkingen tussen de verwachte elektriciteitsstromen op het tijdstip van de capaciteitsberekening en de daadwerkelijk gerealiseerde elektriciteitsstromen in realtime, die worden gebruikt voor de berekening van de betrouwbaarheidsmarges;
  69. c)de remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening rekening wordt gehouden;
  70. d)de toepassing van de methodologieën voor de bepaling van de in de artikelen 22 tot en met 24 bedoelde veranderingssleutels betreffende opwekking, kritische netwerkelementen en onvoorziene gebeurtenissen. Artikel 28: Totstandbrenging van een gemeenschappelijk netwerkmodel 1. Voor elk in artikel 14, lid 1, bedoeld capaciteitsberekeningstijdsbestek verstrekt elke opwekkings- of basislasteenheid waarvoor artikel 16 geldt, binnen de vastgestelde termijnen Niet-vertrouwelijk 26/60 de in de methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens gespecificeerde gegevens aan de TSB die verantwoordelijk is voor de respectieve regelzone. 2. Elke opwekkings- of basislasteenheid die informatie verstrekt overeenkomstig artikel 16, lid 3, verstrekt de in praktisch opzicht meest betrouwbare reeks ramingen. 3. Voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek stelt elke TSB overeenkomstig artikel 19 het individueel netwerkmodel voor elk scenario vast met het oog op de samensmelting van de individuele netwerkmodellen tot een gemeenschappelijk netwerkmodel. 4. Elke TSB verstrekt de TSB's die verantwoordelijk zijn voor het samensmelten van de individuele netwerkmodellen tot een gemeenschappelijk netwerkmodel, de in praktisch opzicht meest betrouwbare reeks ramingen voor elk individueel netwerkmodel. 5. Voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek wordt voor elk in artikel 18 bedoeld scenario een uniek Uniebreed gemeenschappelijk netwerkmodel gecreëerd door het samenvoegen van de inputs van alle TSB's, met gebruikmaking van het capaciteitsberekeningsproces als bedoeld in bovenstaand lid 3. Artikel 29: Regionale berekening van de zoneoverschrijdende capaciteit 1. Voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek verstrekt elke TSB de gecoördineerde capaciteitscalculatoren en alle overige TSB's in de capaciteitsberekeningsregio informatie over de volgende items: operationele veiligheidsgrenzen, veranderingssleutels betreffende opwekking, remediërende maatregelen, betrouwbaarheidsmarges, toewijzingsbeperkingen en in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit. 2. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator voert een analyse van de operationele veiligheid uit met toepassing van de operationele veiligheidsgrenzen, waarbij gebruik wordt gemaakt van het gemeenschappelijk netwerkmodel dat voor elk scenario is gecreëerd overeenkomstig artikel 28, lid 5. 3. Bij de berekening van de zoneoverschrijdende capaciteit doet elke gecoördineerde capaciteitscalculator het volgende:
  71. a)hij gebruikt veranderingssleutels betreffende opwekking om het effect van veranderingen in de nettoposities van de biedzone en van stromen in gelijkstroomlijnen te berekenen;
  72. b)hij negeert de kritische netwerkelementen die niet op significante wijze zijn beïnvloed door veranderingen in de nettoposities van de biedzone overeenkomstig de in artikel 21 uiteengezette methodologie, en
  73. c)hij zorgt ervoor dat alle reeksen biedzonenettoposities en stromen in gelijkstroomlijnen die de zoneoverschrijdende capaciteit niet overschrijden, voldoen aan de betrouwbaarheidsmarges en operationele veiligheidsgrenzen overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder a),
  74. i)en ii), en houdt rekening met de in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder b), iii). 4. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator optimaliseert de zoneoverschrijdende capaciteit met behulp van de beschikbare remediërende maatregelen, waarmee bij de capaciteitsberekening rekening is gehouden overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder a), iv). 5. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator past de verdelingsregels toe die zijn vastgesteld overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder b), vi). Niet-vertrouwelijk 27/60 6. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator neemt de wiskundige beschrijving van de gehanteerde capaciteitsberekeningsaanpak in acht die is vastgesteld overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder b), i). 7. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator die de stroomgebaseerde aanpak hanteert:
  75. a)gebruikt gegevens inzake operationele veiligheidsgrenzen om de maximumstromen in kritische netwerkelementen te berekenen;
  76. b)gebruikt het gemeenschappelijk netwerkmodel, veranderingssleutels betreffende opwekking en onvoorziene gebeurtenissen om de vermogensoverdrachtverdelingsfactoren te berekenen;
  77. c)gebruikt de vermogensoverdrachtverdelingsfactoren om de stromen resulterend uit in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit in de capaciteitsberekeningsregio te berekenen;
  78. d)berekent de stromen in kritische netwerkelementen voor elk scenario (rekening houdend met onvoorziene gebeurtenissen) en past die aan, uitgaande van de veronderstelling dat er geen zoneoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit binnen de capaciteitsberekeningsregio is, met gebruikmaking van de overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder b), ii), vastgestelde regels om ongeoorloofde discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit te voorkomen;
  79. e)berekent, rekening houdend met onvoorziene gebeurtenissen, de beschikbare marges in kritische netwerkelementen die gelijk zijn aan de maximumstromen verminderd met de onder
  80. d)bedoelde aangepaste stromen, de betrouwbaarheidsmarges en de stromen resulterend uit de in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit;
  81. f)past de beschikbare marges in kritische netwerkelementen of de vermogensoverdrachtverdelingsfactoren aan met gebruikmaking van de beschikbare remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening overeenkomstig artikel 25 rekening moet worden gehouden. 8. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator nettotransmissiecapaciteitsaanpak hanteert: die de gecoördineerde
  82. a)gebruikt het gemeenschappelijk netwerkmodel, de veranderingssleutels betreffende opwekking en de onvoorziene gebeurtenissen voor de berekening van de maximale uitwisseling van elektriciteit aan biedzonegrenzen, die gelijk is aan de maximale berekende uitwisseling tussen twee biedzones aan beide zijden van de biedzonegrens, met inachtneming van de operationele veiligheidsgrenzen;
  83. b)past de maximale uitwisseling van elektriciteit aan met gebruikmaking van de remediërende maatregelen waarmee bij de capaciteitsberekening overeenkomstig artikel 25 rekening is gehouden;
  84. c)past de maximale uitwisseling van elektriciteit aan met gebruikmaking van de regels voor het voorkomen van ongeoorloofde discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder b), ii);
  85. d)past de in artikel 21, lid 1, onder b), vi), bedoelde regels toe voor het op efficiënte wijze delen van de elektriciteitsstroomcapaciteiten van kritische netwerkelementen tussen verschillende biedzonegrenzen; Niet-vertrouwelijk 28/60
  86. e)berekent de zoneoverschrijdende capaciteit, die gelijk is aan de maximale uitwisseling van elektriciteit, aangepast voor de betrouwbaarheidsmarge en de in het verleden toegewezen zoneoverschrijdende capaciteit. 9. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator werkt samen met de naburige gecoördineerde capaciteitscalculatoren. Naburige TSB's waarborgen een dergelijke samenwerking door de uitwisseling en bevestiging van informatie inzake onderlinge afhankelijkheid met de relevante regionale gecoördineerde capaciteitscalculatoren, voor de doeleinden van capaciteitsberekening en -validatie. Naburige TSB's verstrekken vóór de capaciteitsberekening aan de gecoördineerde capaciteitscalculatoren informatie over de onderlinge afhankelijkheid. Een evaluatie van de accuraatheid van deze informatie en de corrigerende maatregelen wordt waar passend opgenomen in het overeenkomstig artikel 31 opgestelde tweejaarlijks verslag. 10. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator:
  87. a)stelt stroomgebaseerde parameters vast voor elke biedzone binnen capaciteitsberekeningsregio, indien zij de stroomgebaseerde aanpak gebruikt, of de
  88. b)stelt zoneoverschrijdende-capaciteitswaarden vast voor elke biedzonegrens binnen de capaciteitsberekeningsregio, indien zij de gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak gebruikt. 11. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator zendt, ter validatie overeenkomstig artikel 21, lid 1, onder c), informatie over de zoneoverschrijdende capaciteit toe aan elke TSB binnen de desbetreffende capaciteitsberekeningsregio. Artikel 30: Validatie van en verstrekken van informatie over zoneoverschrijdende capaciteit 1. Elke TSB valideert overeenkomstig artikel 26 de resultaten van de regionale capaciteitsberekening voor zijn biedzonegrenzen of kritische netwerkelementen. 2. Elke TSB zendt zijn capaciteitsvalidatie en toewijzingsbeperkingen toe aan de relevante gecoördineerde capaciteitscalculatoren en aan de andere TSB's van de desbetreffende capaciteitsberekeningsregio. 3. Elke gecoördineerde capaciteitscalculator verstrekt informatie over de zoneoverschrijdende capaciteiten en de toewijzingsbeperkingen voor de doeleinden van toewijzing van capaciteit overeenkomstig de artikelen 46 en 58. […] Artikel 32: Herziening van bestaande biedzoneconfiguraties 1. Een herziening van een bestaande biedzoneconfiguratie kan worden gestart door:
  89. a)het Agentschap, overeenkomstig artikel 34, lid 7;
  90. b)verscheidene regulerende instanties, ingevolge een aanbeveling van het Agentschap overeenkomstig artikel 34;
  91. c)de TSB's van een capaciteitsberekeningsregio, samen met alle betrokken TSB's waarvan de regelzones, inclusief de interconnectoren, binnen het geografische gebied liggen waarin de biedzoneconfiguratie zal worden geëvalueerd overeenkomstig lid 2, onder a); Niet-vertrouwelijk 29/60
  92. d)één enkele regulerende instantie of TSB met de goedkeuring van de bevoegde regulerende instantie, voor de biedzones binnen de regelzone van de TSB, indien de biedzoneconfiguratie een verwaarloosbaar effect heeft op de regelzones van naburige TSB's, inclusief interconnectoren, en een herziening van de biedzoneconfiguratie noodzakelijk is om de efficiëntie te verbeteren of de operationele veiligheid te handhaven;
  93. e)lidstaten in een capaciteitsberekeningsregio. 2. Wanneer een herziening wordt gestart overeenkomstig lid 1, onder a), b),
  94. c)of e), specificeert de entiteit die de herziening start:
  95. a)het geografische gebied waarbinnen de biedzoneconfiguratie zal worden geëvalueerd en de naburige geografische gebieden waarvoor met de effecten rekening wordt gehouden;
  96. b)de deelnemende TSB's;
  97. c)de deelnemende regulerende instanties. 25.7.2015 L 197/50 Publicatieblad van de Europese Unie NL 3. Wanneer een herziening wordt gestart overeenkomstig lid 1, onder d), gelden de volgende condities:
  98. a)het geografische gebied waarbinnen de biedzoneconfiguratie wordt geëvalueerd, wordt beperkt tot de regelzone van de relevante TSB, inclusief interconnectoren;
  99. b)de TSB van het relevante regelzone is de enige TSB die deelneemt aan de herziening;
  100. c)de bevoegde regulerende instantie is de enige regulerende instantie die deelneemt aan de herziening;
  101. d)de desbetreffende TSB en regulerende instantie stellen respectievelijk de naburige TSB's en regulerende instanties van tevoren in kennis van de start van de herziening met vermelding van de redenen daarvoor, en
  102. e)de voorwaarden voor de herziening worden gespecificeerd en de resultaten van de herziening en het bij de relevante regulerende instanties ingediende voorstel worden gepubliceerd. 4. Het herzieningsproces bestaat uit twee stappen. Als eerste stap doen de aan de herziening van de biedzoneconfiguratie deelnemende TSB's het volgende:
  103. a)in een eerste stap ontwikkelen de aan de herziening van de biedzoneconfiguratie deelnemende TSB's de methodologie en stellen de aannames vast die zullen worden gebruikt in het herzieningsproces, en stellen zij alternatieve biedzoneconfiguraties voor de evaluatie voor; Het voorstel voor de methodologie en de aannames en alternatieve biedzoneconfiguratie worden ingediend bij de deelnemende regulerende instanties, die bevoegd zijn om te verzoeken binnen een termijn van drie maanden gecoördineerde wijzigingen in te dienen.
  104. b)in de tweede stap doen de aan de herziening van de biedzoneconfiguratie deelnemende TSB's het volgende:
  105. i)zij evalueren en vergelijken de huidige biedzoneconfiguratie en elke alternatieve biedzoneconfiguratie aan de hand van de in artikel 33 gespecificeerde criteria;
  106. ii)zij organiseren een raadpleging overeenkomstig artikel 12 en een workshop met betrekking tot de voorstellen voor een alternatieve biedzoneconfiguratie in vergelijking met Niet-vertrouwelijk 30/60 de bestaande biedzoneconfiguratie, inclusief tijdschema's voor de tenuitvoerlegging, tenzij de biedzoneconfiguratie een verwaarloosbaar effect heeft op de regelzones van naburige TSB's; iii) zij dienen, binnen een termijn van 15 maanden na het besluit om de herziening te starten, bij de deelnemende lidstaten en de deelnemende regulerende instanties een gezamenlijk voorstel in om de biedzoneconfiguratie te handhaven, dan wel te wijzigen;
  107. c)na ontvangst van het gezamenlijk voorstel in om de biedzoneconfiguratie te handhaven, dan wel te wijzigen overeenkomstig het bovenstaande punt (iii), bereiken de deelnemende lidstaten of, wanneer aldus bepaald door de lidstaten, de regulerende instanties binnen een termijn van zes maanden overeenstemming over het voorstel om de biedzoneconfiguratie te handhaven, dan wel te wijzigen. 5. Op verzoek van de TSB's voorzien de NEMO's of marktdeelnemers de aan een herziening van een biedzoneconfiguratie deelnemende TSB's van de nodige informatie om hen in staat te stellen de biedzoneconfiguraties te evalueren. Deze informatie wordt uitsluitend gedeeld onder de deelnemende TSB's met als enige doel de biedzoneconfiguraties te evalueren. 6.Het initiatief voor een herziening van de biedzoneconfiguratie en de resultaten daarvan worden gepubliceerd door het ENTSO voor elektriciteit of, wanneer de herziening is gestart overeenkomstig lid 1, onder d), door de deelnemende TSB. Artikel 33: Criteria voor herziening van biedzoneconfiguraties 1. Wanneer overeenkomstig artikel 32 een herziening van een biedzoneconfiguratie wordt uitgevoerd, worden minimaal de volgende criteria in acht genomen:
  108. a)wat de netwerkveiligheid betreft:
  109. i)de capaciteit van de biedzoneconfiguraties om de operationele veiligheid en de voorzieningszekerheid te waarborgen;
  110. ii)de mate van onzekerheid bij de zoneoverschrijdende capaciteitsberekening; 25.7.2015 L 197/51 Publicatieblad van de Europese Unie NL
  111. b)wat de algemene marktefficiëntie betreft:
  112. i)elke toe- of afname van de economische efficiëntie ten gevolge van de wijziging; ii)de marktefficiëntie, inclusief minimaal de kosten van het waarborgen van de vastheid van capaciteit, de marktliquiditeit, de marktconcentratie en marktmacht, het faciliteren van effectieve mededinging, de prijssignalen voor de bouw van infrastructuur, de accuraatheid en robuustheid van de prijssignalen; iii) de transactie- en de transitiekosten, met inbegrip van de kosten voor het wijzigen van de bestaande contractuele verplichtingen, aangegaan door de marktdeelnemers, de NEMO's en de TSB's;
  113. iv)de kosten voor de bouw van nieuwe infrastructuur die bestaande congestie kan verlichten;
  114. v)de noodzaak om te waarborgen dat het marktresultaat haalbaar is zonder uitgebreide toepassing van economisch inefficiënte remediërende maatregelen;
  115. vi)alle negatieve effecten van interne transacties in andere biedzones om de inachtneming van punt 1.7 van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 te waarborgen; vii) de impact op de werking en efficiëntie van de balanceringsmechanismen en het proces van onbalansverrekening; Niet-vertrouwelijk 31/60
  116. c)wat de stabiliteit en robuustheid van de biedzones betreft:
  117. i)de vereiste dat biedzones in de tijd voldoende stabiel en robuust zijn;
  118. ii)de vereiste dat biedzones consistent zijn voor alle tijdsbestekken voor de capaciteitsberekening; iii) de vereiste dat elke opwekkings- en basislasteenheid voor elke markttijdseenheid tot slechts één biedzone behoort;
  119. iv)de congestielocatie en -frequentie wanneer structurele congestie een invloed heeft op de afbakening van de biedzones, rekening houdend met toekomstige investeringen die de bestaande congestie kunnen verlichten. 2. Een herziening van een biedzone overeenkomstig artikel 32 omvat scenario's die rekening houden met een reeks waarschijnlijke infrastructurele ontwikkelingen gedurende een periode van 10 jaar, startend bij het jaar dat volgt op het jaar waarin het besluit is genomen om een herziening op te starten. Niet-vertrouwelijk 32/60 II. Antecedenten II.1 Algemeen 26. 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. 27. Op 14 april 2010 publiceert de Commissie haar besluit inzake een procedure voor de toepassing van artikel 102 van het verdrag betreffende de werking van de Europese Unie en van artikel 54 van de EER-overeenkomst (Zaak nr. 39351 – Zweedse interconnecties)4. Dit besluit heeft betrekking op de beperking van de grensoverschrijdende elektriciteitsoverdrachtcapaciteit, uitgevoerd teneinde de interne congestie binnen Zweden 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. 28. 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 de welvaart op het vlak van de CWEregio. 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 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 1 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 3http://www.elia.be/en/products-and-services/cross-border-mechanisms/transmission-capacity-at- borders/calculation-methods 4 http://ec.europa.eu/competition/antitrust/cases/dec_docs/39351/39351_1223_2.pdf Niet-vertrouwelijk 33/60 congestiebeheer zouden overeenstemmen met de huidige Europese wetgeving, een doorslaggevende factor vormen in de zoektocht naar een oplossing voor deze kwestie.” 29. 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 overdrachtscapaciteit 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. Om de andere voordelen in verband met de uitvoering van een marktkoppeling binnen de Centraal West-Europese regio, uitgebreid naar de Scandinavische regio via de ITVC-koppeling, echter niet in het gedrang te brengen, en voor zover de CREG denkt dat de gecoördineerde reductiestrategieën geen negatieve impact op de markt zullen hebben gezien onder meer de verbintenissen van Elia, beslist de CREG om de toepassing van deze berekeningsmethode in het kader van de marktkoppeling toe te staan. 30. 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. 31. 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, om dezelfde redenen, in aanzienlijke mate de argumentatie die het uiteenzet in beslissing 997. Niet-vertrouwelijk 34/60 32. Op 8 december 2011 keurt het directiecomité van de CREG studie (F)111208-CDC- 1129 goed over de relatie tussen de fysische en commerciële interconnectiecapaciteit op de Belgische elektriciteitsgrenzen (hierna « studie 1129 »). In deze studie benadrukt de CREG het ontbreken van een statistisch verband tussen de vastgestelde commerciële congesties aan de grenzen van België, in het bijzonder met Nederland, en het gebruiksniveau van het transmissienet. Deze studie bevestigt dat de door Elia toegepaste methode voor de noordelijke grens (België - Nederland) niet de mogelijkheid biedt om de aan de marktspelers geboden capaciteiten te maximaliseren. 33. In het najaar van 2012 vat de CREG gesprekken aan met de Nederlandse regulator NMa (nu Autoriteit Consument & Markt, ACM), om Elia en TenneT - de Nederlandse netbeheerder - aan te sporen om voor de berekeningsmethode een betere oplossing te vinden. 34. Tijdens de bilaterale vergadering tussen Elia en de CREG van 14 november 2012 deelt Elia aan de CREG onder meer mee dat het van plan is om over te gaan tot een stapsgewijze verhoging van de maximale bilaterale capaciteiten op D-1, aangeboden op de grens met Nederland, om te komen tot een maximum van 1501 MW voor de dagmarkt, verhoogd met een eventuele toekenning van nog eens 200 MW voor de intradaymarkt. De modaliteiten van deze capaciteitsverhogingen worden toegelicht in een schrijven van 30 november 2012 dat Elia richt aan de CREG. Op 17 december 2012 zitten ACM, CREG, TenneT en Elia samen om dit in meer detail te bespreken. 35. Op 11 september 2013 vraagt de CREG Elia in een e-mail om een stand van zaken met betrekking tot de berekening van de intraday interconnectiecapaciteit te geven. Deze vraag volgde op eerdere uitwisselingen tussen Elia en CREG over de capaciteitsberekening in intraday en de methode voor deze berekening. Op 10 oktober 2013 ontving de CREG, via e-mail, een nota van Elia met een beschrijving van het berekenings- en toekenningsproces van intraday uitwisselingscapaciteiten: « Intraday uitwisselingscapaciteiten: van berekening tot toekenning ». Deze beschrijving gaat in op het netmodel als berekeningsbasis, de berekening van de uitwisselingscapaciteiten en de allocatie van capaciteit. De nota gaf aan wat de ontwikkelingen in de toekomst zouden moeten brengen, vooral met betrekking tot 2014. 36. Op 13 december 2013 publiceren de CWE partners (beurzen en TNBs die de Flow- Based marktkoppeling ontwikkelen) een bericht waarbij verwezen wordt naar de “initial ID ATCs” die worden afgeleid uit de Flow-Based allocaties op de dagmarkt. In dit bericht wordt reeds melding gemaakt van het feit dat de finale, operationele ATC waarden voor intraday niet altijd overeenkomen met de initiële ATC waarden. Dit komt overeen met de boodschap van de CWE partners op verschillende technische vergaderingen (tussen CWE beurzen, TNBs en Niet-vertrouwelijk 35/60 regulatoren) en op vergaderingen met marktpartijen (zoals op 23 juni 2014 op het Düsseldorf Market Forum) waarbij steeds gesteld werd door de CWE partners dat in een tweede fase deze initiële intraday ATCs nog per grens kunnen verhoogd worden. 37. Op 9 oktober 2014 nam de CREG haar 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” (hierna: beslissing 1296). In deze beslissing herinnert de CREG er Elia aan tegen ten laatste 1 november 2014 een voorstel van berekening van de intradaycapaciteiten voor te leggen dat voldoet aan de wettelijke en reglementaire bepalingen. 38. Op de technische vergadering (tussen de betrokken CWE TNBs, beurzen en regulatoren) van 1 december 2014 geven de vertegenwoordigers van de TNBs voor het eerst aan dat de tweede stap in het intraday berekeningsproces, namelijk een mogelijke verhoging / verlaging van de initiële intraday ATC waarde, niet voor elke grens in de CWE regio zal geïmplementeerd worden bij lancering van de CWE Flow-Based marktkoppeling. De TNBs stellen tevens een plan voor voor het ontwikkelen van methodes voor de berekening van intraday capaciteit. Dit plan en de ontwikkeling van een methode voor berekening van intraday capaciteit maakte verder het onderwerp uit van verschillende CWE “technical meetings” tussen de betrokken TNBs, beurzen en regulatoren gedurende 2015. 39. Op 21 april 2015 vond een overleg plaats tussen medewerkers van de CREG en Elia, waarbij Elia haar model voor de berekening van de intraday overdrachtcapaciteiten toelichtte. 40. Op 23 april 2015 nam de CREG haar 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)” (hierna: beslissing 1410). Hierin werd de vraag herhaald om een berekeningsmethode voor intraday capaciteit te ontwikkelen samen met de andere transmissienetbeheerders (TNBs) van de CWE regio. Deze vraag werd tevens uitdrukkelijk opgenomen in een gezamenlijke “Position Paper” van de CWE regulatoren, waarin geëist wordt dat tegen November 2015 een herberekening van de intraday ATC waarden zal geïmplementeerd worden die rekening houdt met de op dat moment laatst beschikbare informatie van het netwerk en consumptie- en productiepatronen. 41. Op 27 mei 2015 stuurde Elia de CREG een goedkeuringsaanvraag voor het “Algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge - model van toepassing op de Belgische grenzen voor Niet-vertrouwelijk 36/60 intradaycapaciteit”. Dit voorstel gold enkel voor de berekening zoals door Elia uitgevoerd en betrof geen gecoördineerde CWE methode. 42. Op 28 juli 2015 stuurde de CREG, in naam van de CWE regulatoren een e-mail naar de vertegenwoordigers van het CWE Flow-based market coupling (FBMC) project, waarvan ook Elia deel uitmaakt. Hierin werd verwezen naar sectie 9.2 van de gemeenschappelijke nota (Position Paper) die de CWE regulatoren hadden gepubliceerd, waarin wordt gevraagd een gecoördineerde intraday herberekening uit te werken. Deze zou moeten geïmplementeerd worden tegen November 2015. Deze interim ATC methode moet de accuratere informatie over het net, consumptie en opwekking in rekening brengen. De mail van 28 juli 2015 werd uitdrukkelijk gestuurd om eraan te herinneren dat de CWE regulatoren een berekeningsmethode vragen die meer is dan enkel een veiligheidsbeoordeling voor een bepaalde capaciteit in intraday. 43. Op 23 september 2015 ontvangen de CWE Project partners een mail in naam van de CWE regulatoren over verschillende onderwerpen, waaronder ook de herberekening van de intraday capaciteit. Hierin herhalen de CWE regulatoren hun standpunt dat ze een echte gecoördineerde berekening van de intraday capaciteit verwachten en dat dit als een formeel voorstel aan de betrokken regulatoren dient ingediend te worden. 44. Op 24 september 2015 stuurde de CREG een brief naar Elia met opmerkingen bij het voorstel dat Elia indiende op 27 mei 2015. Aangezien Elia een nieuw voorstel over hetzelfde onderwerp plant in te dienen in de context van een gecoördineerd proces op Centraal WestEuropees niveau (zie paragraaf 46), beslist de CREG het nieuwe voorstel van Elia af te wachten om een beslissing te nemen. 45. Op 30 oktober 2015 ontvangen de CWE Project partners een mail in naam van de CWE regulatoren die nogmaals het standpunt van de CWE regulatoren herhaalt in verband met de berekening van intraday capaciteiten. Hierin wordt gesteld dat de CWE TNBs zich in lijn moeten brengen met de huidige wetgeving, met name de Verordeningen 2015/1222 en 714/2009. Ook stellen de CWE regulatoren dat deze vraag reeds dateert van 1 december 2014. Verder schrijven de CWE regulatoren dat ze stellen dat een capaciteitsberekening een “power shift” analyse (of vergelijkbaar) omvat en dat de berekende capaciteit niet kan beperkt worden tot vooraf bepaalde waarden of stappen. In de mail steunen de CWE regulatoren elke stap in de goede richting. De CWE regulatoren vroegen een beschrijving van de coördinatie tussen TNBs, de rol van coördinatoren (Coreso en TSCNet) en hoe wordt omgegaan met simultane en mogelijk conflicterende verzoeken tot verhoging van capaciteit. Ten slotte Niet-vertrouwelijk 37/60 vroegen de CWE regulatoren de beschrijving zo te schrijven dat marktpartijen de methodologie kunnen begrijpen. 46. Op 10 november 2015 stuurde Elia de CREG een nieuwe goedkeuringsaanvraag voor het “Algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge - model van toepassing op de Belgische grenzen voor intradaycapaciteit”. Het voorstel werd tevens op 9 november per mail naar alle CWE regulatoren gestuurd. 47. De CWE regulatoren hebben op gepaste tijdstippen verder hun standpunt ten opzichte van de berekening van de intraday overdrachtcapaciteiten gecoördineerd. Onder meer op een vergadering van 27 november 2015 werden de voorstellen van de betrokken TNBs aan de relevante regulatoren besproken. 48. Op 3 december 2015 neemt de CREG haar ontwerpbeslissing (B)151203-CDC-1479 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 - model van toepassing op de Belgische grenzen voor intradaycapaciteit”. Deze ontwerpbeslissing werd gevolgd door een openbare raadpleging van 7 december 2015 tot 10 januari 2016 49. Op 3 februari 2016 sturen de CWE regulatoren een gezamenlijk standpunt naar de CWE TNBs. Hierin wordt nogmaals aangegeven dat de voorgestelde verbeteringen met betrekking tot capaciteitsberekening niet voldoende zijn. Daarnaast worden, in afwachting van een methode die wel in lijn is met de voorwaarden van de CWE regulatoren, enkele aan te brengen verbeteringen opgesomd. II.2 Raadpleging 50. Het directiecomité van de CREG besliste in het kader van deze eindbeslissing over dit dossier, om een openbare raadpleging te organiseren op de website van de CREG van 7 december 2015 tot 10 januari 2016 over haar ontwerpbeslissing. Niet-vertrouwelijk 38/60 III. Beoordeling van de voorgestelde methode 51. De CREG verwijst naar artikel 20 van Verordening 2015/1222 dat stelt dat uiterlijk tien maanden na de goedkeuring van het voorstel voor een capaciteitsberekeningsregio alle TNBs in elke capaciteitsberekeningsregio gemeenschappelijke gecoördineerde een voorstel moeten indienen voor een capaciteitsberekeningsmethodologie voor de desbetreffende regio. Dit geldt tevens voor het tijdsbestek voor intradaymarkten. In afwachting van dit moment wijst de CREG erop dat Verordening 714/2009 reeds van kracht is en de vereisten omtrent de capaciteitsberekeningsmethode voor intraday in de CWE regio bepaalt. 52. De CREG noteert dat het algemeen model voor de berekening van de interconnectiecapaciteit alle verschillende tijdsbestekken dient te beslaan, wat expliciet wordt gemeld in punt 5.2 van de bijlage 1 bij Verordening 714/2009. De intraday markt is één van deze relevante tijdsbestekken (zie b.v. punt 2.11 van de bijlage 1 bij Verordening 714/2009). 53. De CREG noteert dat haar expliciete vraag voor een intraday capaciteitsberekeningsmethode reeds verschillende malen aan Elia overgemaakt werd. Dit gebeurde onder meer in haar beslissing 1296. In beslissing 1410 vraagt de CREG, in overleg met de andere CWE regulatoren om een berekeningsmethode voor intraday capaciteit te ontwikkelen samen met de andere transmissienetbeheerders van de CWE regio. De CWE regulatoren vroegen gezamenlijk om de herberekening van intraday capaciteit volgens de ATC methode tegen ten laatste het begin van november 2015 naar behoren te implementeren (zie ook sectie II). 54. De CREG verwijst naar haar beslissingen 997, 1097 en 1410 voor verdere achtergrond bij onderhavige beslissing. 55. De CREG noteert dat onderhavige beslissing betrekking heeft op de capaciteitsberekening voor de intraday overdrachtcapaciteit aan zowel de grens BelgiëNederland als de grens België-Frankrijk. 56. De CREG gaat hieronder nader in op de elementen ter beoordeling van het voorstel van Elia. Niet-vertrouwelijk 39/60 III.1 Coördinatie met andere netwerkbeheerders in de CWE regio 57. Artikel 3.5 van de bijlage 1 bij Verordening 714/2009 schrijft voor dat coördinatie tussen de transmissiesysteembeheerders van de CWE regio moet gebeuren om te komen tot een gemeenschappelijk model, onder andere op het vlak van capaciteitsberekening. Artikel 8, § 1bis van de elektriciteitswet schrijft hetzelfde voor. 58. In haar beslissing 1410 nam de CREG voorwaarden op die gecoördineerd waren met de CWE regulatoren en die betrekking hadden tot de berekening van de overdrachtcapaciteit in intraday. In haar beslissing 1410 stond: De CWE regulatoren staan open voor een stapsgewijze aanpak, waarbij in een eerste stap een ATC-gecoördineerde berekening wordt geïmplementeerd, waarna dit kan evolueren in een Flow-Based berekening voor de intraday tijdshorizon. De CWE regulatoren herinneren aan de vereisten van artikel 1.9 van de bijlage van Verordening 714/2009 betreffende de uitvoering van een gecoördineerde toewijzing op intraday, en aan de voorwaarden opgelegd door artikels 14.1 en 21 van de CACM verordening die bepalen dat de flow-based methodiek ook zal worden ontwikkeld voor het intraday tijdsbestek. De CWE regulatoren wijzen op de noodzaak om deze methode te bedenken en ontwerpen in overeenstemming met de pan-Europese oplossing voor toewijzing van intraday capaciteit. De CREG dring er bij Elia op aan om hier actief aan bij te dragen. De CWE regulatoren vragen om de herberekening van intraday capaciteit volgens de ATC methode tegen ten laatste het begin van november 2015 naar behoren te implementeren. Deze tussentijdse oplossing is bedoeld om te zorgen voor meer capaciteit op dit tijdsbestek, hierbij gebruik makend van accuratere informatie over het net, het verbruik en productie parameters. De CREG vraagt Elia hier actief aan bij te dragen. 59. De coördinatie waarvan sprake in het voorstel van Elia bestaat uit zes stappen. In een eerste stap worden de intraday ATC waarden berekend uit het Flow-Based domein. Dit is de initiële intraday ATC berekening volgens een methode die door alle CWE TNBs ontworpen is in de context van de koppeling van de dagmarkt gebaseerd op de stromen. In een tweede stap kan elke TNB in de CWE regio een verzoek indienen om een verhoging / verlaging van de intraday ATC op een bepaalde grens te bekomen. In een derde stap worden alle verzoeken / notificaties geconsolideerd. In stap 4 worden de geconsolideerde verzoeken lokaal geëvalueerd door elke CWE TNB. De verzoeken kunnen geweigerd of aanvaard worden door elke andere TNB. In een vijfde stap wordt de individuele feedback (aanvaarding of weigering) van elke TNB verzameld. De uiteindelijke intraday ATC verhoging is de laagste waarde die als resultaat komt uit de consolidatie van de ontvangen feedback van elke TNB. Finaal worden in stap 6 de intraday ATC waarden, mét eventuele verhoging na initiële bepaling, gepubliceerd. Niet-vertrouwelijk 40/60 60. De CREG stelt vast dat het voorstel gaat om een gecoördineerde methode op CWE vlak waarbij alle betrokken TNBs dezelfde stappen volgen. 61. De CREG merkt echter ook op dat op verschillende vlakken de coördinatie onduidelijk is of niet gedefinieerd is. Zo is in de beschrijving van de verschillende stappen in het coördinatieproces aangegeven dat dit proces op verschillende momenten in de dag kan gebeuren. Het voorstel geeft echter niet concreet aan op welke momenten op de dag dit zal plaatsvinden of hoe vaak dit zal gebeuren. Het voorstel geeft ook aan de verzoeken tot verhoging op grenzen waar een lage (initiële) intraday ATC geldt voorrang zullen krijgen op andere verzoeken5. Het gaat echter niet in op hoe dit concreet zal gebeuren en op basis van welke criteria. Tenslotte bestaat stap 4 in de procedure uit een lokale analyse, wat een optimale coördinatie in de weg kan staan aangezien hier geen gezamenlijke aanpak met gedeeld model geldt. Met deze aanpak kan elke TNB individueel beslissen om een bepaalde ATC waarde te beperken, zonder dat kan nagegaan worden of dit efficiënt (zie ook sectie III.3) of marktgebaseerd (zie ook sectie III.4) is. Sectie 3, meer bepaald artikel 3.5 van Bijlage 1 aan de Verordening 714 definieert de elementen die in rekening moeten gebracht worden voor het verzekeren van de coördinatie van de methodes voor congestiebeheer. Hierin wordt onder meer ingegaan op een definitie van het geografisch gebied waarop de coördinatie betrekking heeft (CWE regio), maar ook op de noodzaak om te beschikken over een gemeenschappelijk netwerkmodel en een berekening en toewijzing van capaciteiten gebaseerd op de stromen. 62. Om bovenvermelde redenen oordeelt de CREG dat het voorstel niet voldoet aan de wettelijke bepalingen die een coördinatie eisen van de capaciteitsberekening tussen de CWE TNBs. 63. De CREG wijst verder op de bepalingen vervat in artikel 20 van de Verordening 2015/1222 die stellen dat uiterlijk tien maanden na de goedkeuring van het voorstel voor een capaciteitsberekeningsregio alle TNBs in elke capaciteitsberekeningsregio een voorstel voor een gemeenschappelijke gecoördineerde capaciteitsberekeningsmethodologie voor de desbetreffende regio moeten indienen. Dit voorstel voor gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie moet een stroomgebaseerde aanpak hanteren. 5 Bijlage 1 van het voorstel stelt: “TSOs should favour a request for the borders and directions where the available capacity provided to the market after the FB MC is low”. Niet-vertrouwelijk 41/60 III.2 Discriminatie 64. De CREG meent dat wat betreft de discriminatie van uitwisselingen tussen biedzones ten voordele van uitwisselingen binnen biedzones, het voorstel van Elia niet verschilt ten opzichte van de voorstellen die ze heeft gedaan voor andere tijdsbestekken6. 65. De voorgestelde methode voor de berekening van de capaciteit aan de Belgische grenzen geeft voorrang aan uitwisselingen die zijn begrepen in het basisscenario (‘base case’), namelijk uitwisselingen binnen een land (of een biedzone) die de facto aanvaard worden, in tegenstelling tot grensoverschrijdende (of zone-overschrijdende) uitwisselingen, die ex-ante beperkt zijn tot de landsgrenzen (of zonegrenzen). Verder wordt in het voorstel van Elia ook geschreven dat, in stap 4 waar Elia de evaluatie van de verzoeken van andere TNBs evalueert, de beschikbare intraday capaciteit na verhoging afhangt van de intraday uitwisselingen die op de HVDC verbindingen kunnen plaatsvinden. Op deze manier krijgen de (intraday) uitwisselingen op de HVDC verbindingen voorrang op uitwisselingen op intraday uitwisselingen op de Belgische grenzen. Ook dit is discriminerend. Bijgevolg is de CREG van mening dat de voorgestelde methode grensoverschrijdende uitwisselingen binnen de CWEregio discrimineert ten voordele van interne uitwisselingen7 en uitwisselingen over grenzen die niet intern zijn aan de CWE regio. 66. De CREG vindt dan ook dat de methode in strijd is 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. Daarnaast is een methode die voorrang geeft aan interne uitwisselingen en datgene wat overblijft toekent aan de interconnectiecapaciteit, eveneens in strijd met artikel 1.7 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009. Dit artikel stelt 6 Voor het tijdsbestek van de dagmarkt, zie beslissingen (B)101026-CDC-997 over de ‘aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge en betreffende de methodes voor congestiebeheer voor energie-uitwisselingen met het Franse en het Nederlandse net, zoals vastgelegd in het kader van de marktkoppeling van de Centraal West-Europese regio’ (hierna: beslissing 997), (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” (hierna: beslissing 1296) en (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)” (hierna: beslissing 1410). Voor het tijdsbestek van de dagmarkt, zie 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). 7 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. Niet-vertrouwelijk 42/60 onder meer dat de TNB’s de interconnectiecapaciteit niet mogen beperken om een congestieprobleem op te lossen dat zich binnen hun eigen controlezone bevindt. 67. Voor meer achtergrond en een verdere analyse van deze kwestie verwijst de CREG naar de argumentatie van haar beslissing 997, paragrafen 170 tot 177 alsook haar beslissing 1410, paragrafen 120 tot 127. 68. Ten slotte moet hier worden vermeld dat deze kwestie van discriminatie van grensoverschrijdende uitwisselingen ten voordele van interne uitwisselingen zal moeten worden behandeld in het kader van de implementatie van de Verordening 2015/1222 betreffende de herziening van de biedzones in de regio's Centrum-West, Centrum-Oost, Noord-Italië en Zwitserland. Dit zal resulteren in een studie en mogelijke implementatie van de bevindingen ervan. 69. De CREG vraagt aan Elia om aan deze studie mee te werken en er vooral op toe te zien dat er geen discriminatie bestaat tussen interne uitwisselingen en uitwisselingen tussen landen of tussen zones. III.3 Doeltreffend gebruik van het transportnet 70. Het derde criterium voor de beoordeling van de voorgestelde berekeningsmethode heeft betrekking op de doeltreffendheid van het gebruik van het transportnet dat voortvloeit uit de toepassing van Artikel 16.3 van de Verordening 714/2009 en Artikel 1.2 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009. De marktactoren moeten volgens bepalingen in voornoemde artikels toegang krijgen tot de maximale capaciteit aan overdrachtcapaciteit. 71. De CREG merkt op dat Elia in haar voorstel beschrijft dat het bij haar berekeningsmethode rekening houdt met de recentste informatie. Dit is in lijn met een doeltreffend gebruik van het net en met de verwachtingen van de CREG. Op dit vlak vraagt de CREG dat Elia bij het aanwenden van de recentst beschikbare informatie tevens alle mogelijke informatie die het kan aanwenden uit het gebruik van Dynamic Line Rating (DLR) analyses8 zal toepassen. 72. De CREG merkt echter ook op dat ook de andere CWE TNBs een capaciteit kunnen beperken. De CREG is niet overtuigd dat elke TNB de meest recente informatie hanteert bij 8 Dit houdt in de eerste plaats in : statistische analyses op basis van de determinanten van extra capaciteit die op een lijn kan gegeven worden, met inbegrip van het gebruik van betrouwbaarheidsintervallen. Niet-vertrouwelijk 43/60 haar lokale evaluatie van verzoeken tot capaciteitsverhoging. Zo is het in de beschrijving van de stap 4 van RTE bijvoorbeeld niet duidelijk of de “check” die wordt uitgevoerd rekening houdt met de recentst beschikbare informatie. De beschrijving geeft niet aan of de recentste informatie wordt opgenomen in het aanmaken van het flow-based domein waarvan sprake. Het is onzeker dat bijvoorbeeld de Fref, FRM, of FAV (allen parameters die momenteel voor de flow-based day ahead marktkoppeling gebruikt worden) aangepast worden aan de recentst beschikbare informatie. Ook in de beschrijving van de lokale aanpak van RTE wordt aangegeven dat een domein kan beperkt worden in grootte indien deze groter is dan wat nodig is onder “normaal marktgedrag”. Zulke aanpak houdt in dat een TNB capaciteit beperkt op basis van eigen verwachtingen van marktgedrag en niet de markt zelf tot een uitkomst laat komen. Aangezien elke TNB lokaal een beperking op eventuele verhogingen van intraday ATC waarden kan opleggen, is het noodzakelijk dat elke TNB de meest efficiënte methode toepast. Dit is volgens de huidige beschrijving in sectie “4.2.3.1 Local Implementation” van bijlage 1 “Methodolody for capacity calculation for ID timeframe” helemaal niet zeker. 73. De CREG merkt ook op dat elke verhoging beperkt wordt tot een vooraf bepaalde vaste waarde (“cap”). Het voorstel gaat niet in op de exacte waarden van deze caps op de verschillende grenzen. Bovendien komt een ex ante beperking niet overeen met het aanbieden van een maximale overdrachtcapaciteit. 74. De CREG merkt verder op dat de verschillende lokale toepassingen van “stap 4” (evaluatie van de verzoeken) geen echte berekening inhouden voor elke TNB. Het gaat meestal eerder om een “reassessment” of “security assessment” van een bepaald scenario dan om een echte berekening van overdrachtcapaciteit. 75. Een volgende mogelijke beperking op het maximaal beschikbaar stellen van overdrachtcapaciteit aan de markt ligt in de niet-bewezen efficiëntie van de bepaling van de initiële intraday ATC capaciteit, die wordt berekend uit een flow-based domein dat gebruikt wordt op de dag tijdshorizon. De flow-based marktkoppeling is een methode waarbij de capaciteit wordt berekend en toegewezen volgens de technische beperkingen van de markt. Door van zulke flow-based methode in de dagmarkt over te stappen naar een ATC-methode in intraday gaat informatie verloren waardoor een efficiënte berekening van de intraday capaciteit niet verzekerd is. Het feit dat de resterende uitwisselingscapaciteit, na de FlowBased marktkoppeling in de dagmarkt, in vier bilaterale uitwisselingen tussen de vier zones wordt verdeeld op een niet-gecoördineerde manier als antwoord op een niet gecoördineerde aanpak (niet gebaseerd op de stromen), is een reden van gebrek aan doeltreffendheid van de voorgestelde methode. Niet-vertrouwelijk 44/60 76. Bovendien acht de CREG dat het voorstel niet rechtvaardigt waarom negatieve Power Transfer Distribution Factors (PTDFs), die een bepaalde Critical Branch (CB) ontlasten, niet in rekening worden gebracht bij de bepaling van de initiële intraday ATC waarde. De CREG oordeel, integendeel, dat elke uitwisseling die een bepaalde CB ontlast, in rekening moet genomen worden. Zie verder ook sectie III.4 voor het toepassen van een flow-based methode in intraday. 77. Het voorstel van Elia beschrijft dat de berekening van de verhoging van de initiële intraday ATC waarden op verschillende momenten kan gebeuren en dat dit plaatsheeft binnen een iteratief proces9 (zie ook sectie III.1). De CREG erkent het voordeel van het opnieuw berekenen van de overdrachtcapaciteit met de, op dat moment, meest recente beschikbare informatie. In het voorstel van Elia staat geschreven dat het “aantal iteraties en alle details van de betrokken periodes zullen worden gepubliceerd op de Elia-website”. De CREG verwacht echter dat het voorstel van Elia minstens aangeeft op welke momenten een berekening tot verhoging van de initiële intraday ATC waarden plaatsvindt en dat er desgevallend gerefereerd wordt naar de exacte link op de Elia-website voor extra praktische informatie hieromtrent. 78. De CREG vindt dat de door Elia voorgestelde methode niet de mogelijkheid biedt om aan de marktspelers de maximale capaciteit van het transportnet toe te wijzen, als gevolg van de tekortkomingen van de methode (coördinatie van een ATC-methode), de beperkte harmonisatie en ook wegens de beperkingen die door andere netbeheerders worden opgelegd. De door Elia voorgestelde methode gebruikt namelijk de kleinste van alle toegestane verhogingen van ATC waarden, door elke TNB bepaald. 79. In het voorstel van Elia is er sprake van berekeningen die uitgevoerd worden door Coreso en die door Elia kunnen gebruikt worden. Volgens de CREG is het niet geheel duidelijk onder welke voorwaarden deze berekeningen kunnen gebruikt worden en hoe ze bijdragen aan de efficiëntie. De CREG vraagt Elia om na te gaan in welke mate de berekeningen van Coreso de eigen methode efficiënter kunnen maken en vooral ook om bij te dragen tot het op een gecoördineerde wijze implementeren van de efficiëntie-verhogende praktijken bij elke CWE TNB. 80. De CREG herhaalt dat een methode van congestiebeheer die is gebaseerd op niet- geoptimaliseerde biedzones eveneens tot vragen leidt over het doeltreffende gebruik van het transportnet. In de eerste plaats worden de interne congesties systematisch naar de grenzen verschoven en wordt de maximale waarde van de interconnectiecapaciteit niet aangeboden 9 In Bijlage 1 van het voorstel: “the assessment can be performed several times a day for a certain period of trading” Niet-vertrouwelijk 45/60 op de markt. De aanwezigheid van grote zones vergt vervolgens ook ruimere veiligheidsmarges die gehanteerd worden voor de grensoverschrijdende transacties. 81. Tenslotte vraagt de CREG dat Elia bij de bepaling van de intraday capaciteit het gebruik van haar dwarsregeltransformatoren optimaal aanwendt om de markt een maximale overdrachtcapaciteit te bieden. 82. Om de hierboven opgesomde redenen acht de CREG dat het voorstel niet conform is met de wettelijke bepalingen die een doeltreffende methode voor capaciteitsberekening voorschrijven. III.4 Toewijzing gebaseerd op de markt 83. Het vierde beoordelingscriterium dat op de door Elia voorgestelde methode wordt toegepast, bestaat erin na te gaan of de toewijzing van de transportcapaciteiten gebaseerd is op de markt. De grensoverschrijdende capaciteiten worden op beide grenzen berekend zonder rekening te houden met de economische waarde van de mogelijke uitwisselingen. De verdelingswijze van de capaciteit van het transmissienet tussen de grenzen en tussen de interne en de grensoverschrijdende uitwisselingen houdt geen rekening met de mogelijke welvaartsbaten die uit deze uitwisselingen voortvloeien. Een op de stromen gebaseerde toewijzingsmethode biedt de mogelijkheid om rekening te houden met de relatieve economische waarden van de verschillende grenzen. Zulke op de stromen gebaseerde toewijzingsmethode is bovendien verplicht volgens de bepalingen van artikel 20 van Verordening 2015/1222 en artikel 3.5 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009. De CREG stelt vast dat de voorgestelde methode niet gebaseerd is op de stromen en bijgevolg niet voldoet aan artikel 20 van Verordening 2015/1222 en aan artikel 3.5 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009. De CREG stelt echter ook vast dat (zoals beschreven in paragraaf 51) de Verordening 2015/1222 een duidelijke tijdslijn opgeeft waarop een methode voor intraday capaciteitsberekening gebaseerd op de stromen moet voorgesteld worden. 84. De CREG merkt bovendien op dat het voorstel geen inzicht geeft op hoe de methode toegepast wordt wanneer twee TNBs elk een verhoging van intradaycapaciteit aanvragen op verschillende grenzen die elk apart veilig worden geacht voor het net maar die niet simultaan aanvaard kunnen worden10. Om deze reden oordeelt de CREG dat in dit voorstel geen sprake 10 Een beschrijving hiervan werd uitdrukkelijk gevraagd door de CWE regulatoren. Zie paragraaf 45. Niet-vertrouwelijk 46/60 is van een marktgebaseerde aanpak waarbij een marktgebaseerde afweging wordt gemaakt tussen twee situaties die elkaar uitsluiten11. 85. Om de hiervoor beschreven redenen is de CREG van mening dat de huidige methode voor de berekening van de capaciteit in strijd is met artikel 16.1 van de Verordening 714/2009, dat stelt dat de congestieproblemen van het netwerk moeten worden behandeld aan de hand van oplossingen gebaseerd op de markt. 86. Bovendien is voor het efficiënt beheren van loop flows (die voortvloeien uit uitwisselingen intern aan een zone), 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. 87. De CREG vraagt dan ook aan Elia om haar zo snel mogelijk een voorstel van berekening van de capaciteiten te bezorgen dat gebaseerd is op de stromen en in overeenstemming is met Verordeningen 2015/1222 en 714/2009. III.5 Publicatie van het algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de betrouwbaarheidsmarge in intraday 88. Artikel 15, 2e lid van de Verordening 714/2009 en artikel 5.2 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009 verplichten de netbeheerders ertoe om een beschrijving van het algemene systeem voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de verschillende vervaldata te publiceren. Teneinde overeen te stemmen met artikel 15, 2e lid van de Verordening 714/2009 en artikel 5.2 van de Bijlage 1 bij Verordening 714/2009 moet de beschrijving van het algemene model voldoende gedetailleerd zijn. 89. De CREG oordeelt dat de in dit document gepubliceerde inlichtingen de netgebruikers in principe moeten toelaten om zelf de interconnectiecapaciteiten bij benadering te berekenen. 90. De CREG noteert dat Elia in haar stap 2 (verzoek voor een verhoging / notificatie van een verlaging) een drempelwaarde zal hanteren. De CREG merkt echter op dat de bepaling 11 Bijvoorbeeld. TSO A vraagt een verhoging van 100 MW op de grens tussen land A en B ; TSO B vraagt een verhoging tussen land B en C. TSO C kan slechts één van beide verhogingen aanvaarden en beslist verhoging tussen land A en B te verwerpen. TSO D kan slechts één van beide verhogingen aanvaarden en beslist verhoging tussen land B en C te verwerpen. Het is niet duidelijk hoe de methode zulke conflicten oplost op een marktgebaseerde manier. Niet-vertrouwelijk 47/60 van deze drempelwaarde nog niet is afgerond. Het ontbreken van een concrete beschrijving hiervan bemoeilijkt de analyse van de impact van zulke waarde. 91. Het voorstel van Elia is niet duidelijk over

🔗 Vers la source officielle

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