Eindbeslissing over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: +32 2 289 76 11 Fax: +32 2 289 76 09 COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS EINDBESLISSING (B)160719-CDC-1526 over “de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017” genomen met toepassing van artikel 233 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe 19 juli 2016 INHOUDSOPGAVE INLEIDING ............................................................................................................................ 3 I. WETTELIJK KADER .................................................................................................... 4 II. RAADPLEGING ........................................................................................................... 5 III. ANALYSE VAN HET VOORSTEL ................................................................................ 5 III.1 Wijzigingen ten opzichte van het vorige voorstel ...................................................... 5 III.2 Primair reservevermogen (R1) ................................................................................. 6 III.2.1 Methode ter bepaling van het primair reservevermogen ...................................... 6 III.2.2 Bepaling van het primair reservevermogen ......................................................... 7 III.3 Secundair (R2) en tertiair (R3) reservevermogen..................................................... 9 III.3.1 Methode ter bepaling van het secundair en tertiair reservevermogen .................. 9 III.3.2 Bepaling van het secundair en tertiair reservevermogen ....................................15 III.3.3 Bepaling van het secundair reservevermogen ....................................................18 III.3.4 Bepaling van het tertiair reservevermogen .........................................................20 III.4 Bijkomende overwegingen van de CREG ...............................................................21 IV. BESLISSING ...............................................................................................................24 2/25 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt, met toepassing van artikel 233 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 N.V. ELIA SYSTEM OPERATOR (hierna: ELIA) over de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017 dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Op 29 april 2016 ontving de CREG ter goedkeuring het voorstel van ELIA betreffende de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017 (hierna: het voorstel van ELIA). Het voorstel van ELIA bestaat uit een begeleidend schrijven en twee hoofddocumenten in bijlage, namelijk een document over de evaluatiemethode en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017 en de versie van dit document dat de wijzigingen aangeeft ten opzichte van het voorstel van ELIA voor

1. De huidige eindbeslissing bevat vier delen. Het eerste deel bespreekt het wettelijk kader. Het tweede deel behandelt de resultaten van de raadpleging, en het derde gedeelte analyseert het voorstel van de evaluatiemethode en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor
2. Het vierde deel bevat de eigenlijke beslissing. Het schrijven van ELIA van 29 april 2016 en zijn twee bijlagen zijn als bijlage bij deze eindbeslissing gevoegd. Onderhavige eindbeslissing werd door het Directiecomité van de CREG goedgekeurd op zijn vergadering van 19 juli
3. Ze spreekt zich niet uit over de prijzen, noch over de tarifaire aspecten met betrekking tot deze materie. Die zullen het voorwerp uitmaken van een afzonderlijke tarifaire beslissing van de CREG. 3/25 I. WETTELIJK KADER
4. Overeenkomstig artikel 233 van het technisch reglement evalueert en bepaalt de netbeheerder het primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het resultaat ervan mee aan de CREG ter goedkeuring. Artikel 231, §2, van het technisch reglement voorziet dat de netbeheerder de primaire, secundaire en tertiaire reserves bepaalt rekening houdend met het hulpvermogen voor de installaties van kwalitatieve warmtekrachtkoppeling van minder dan 20 MW aangesloten op het transmissienet, het lokaal transmissienet of het distributienet. Artikel 231, §3, van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder gehouden is de ondersteunende diensten, die de primaire regeling van de frequentie, de secundaire regeling van het evenwicht in de Belgische regelzone, de tertiaire reserve, de regeling van de spanning en van het reactief vermogen, het congestiebeheer en de black-start dienst omvatten, in te richten volgens de bepalingen van artikelen 231 tot en met 266 van het technisch reglement. Het technisch reglement bepaalt met name, in zijn artikel 232 dat de netbeheerder toeziet op de beschikbaarheid van en, in voorkomend geval, op de inwerkingstelling van de ondersteunende diensten, volgens objectieve, transparante en niet-discriminerende procedures, die berusten op de marktregels, en overeenkomstig de operationele regels voorzien in het technisch reglement. Artikel 235, §1, van het technisch reglement legt ten andere aan de netbeheerder op de effectieve terbeschikkingstelling van de primaire, secundaire en tertiaire reserves te controleren volgens modaliteiten die hij bepaalt en aan de CREG ter kennis geeft. Tot slot, is overeenkomstig artikels 236, 244 en 250 van het technisch reglement de netbeheerder gehouden tot het bepalen van de technische specificaties betreffende de beschikbaarheid en de levering van het actieve vermogen voor de primaire regeling van de frequentie evenals van het secundair en tertiair reservevermogen, rekening houdend met de aanbevelingen en regels die de interoperabiliteit van de Europese verbindingsnetten regelen. 4/25 II. RAADPLEGING
5. De onderhavige beslissing werd goedgekeurd onder de vorm van een ontwerp op het Directiecomité van de CREG van 9 juni
6. Overeenkomstig zijn Huishoudelijk Reglement heeft de CREG de ontwerpbeslissing, samen met alle nuttige documenten, onderworpen aan een openbare raadpleging die werd gehouden tussen 15 juni en 6 juli
8. Tijdens deze periode heeft de CREG één antwoord ontvangen, dat ons op 6 juli 2016 werd toegestuurd door Febeliec. Febeliec verklaart geen opmerkingen te willen geven op deze ontwerpbeslissing.en dit mag evenmin geïnterpreteerd worden als een akkoord met alle bepalingen uit de ontwerpbeslissing.
9. De CREG neemt nota van dit antwoord. III. ANALYSE VAN HET VOORSTEL
10. De analyse van het voorstel bevat vier delen. Het eerste deel doorloopt de wijzigingen ten opzichte van het laatste voorstel van ELIA betreffende de reserves voor 2016, dat heeft geleid tot de beslissing (B)150618-CDC-1423 van 18 juni 2015 van de CREG. Het tweede deel behandelt de primaire reserve, en het derde deel de secundaire en tertiaire reserve. In het vierde deel ten slotte maakt de CREG enerzijds haar beschouwingen met betrekking tot het huidige voorstel over en uit anderzijds bijkomende overwegingen aangaande verschillende punten in het kader van het uitwerken van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor de toekomstige jaren. III.1 Wijzigingen ten opzichte van het vorige voorstel
11. Een lijst met de belangrijkste wijzigingen is verstrekt in hoofdstuk 3 van het voorstel van ELIA. Deze wijzigingen betreffen: - de evolutie van de methode voor de bepaling van het secundair reservevermogen en de verbetering van de inachtneming van de kenmerken van de tertiaire reserveproducten bij de aanleg van de reserveportefeuille; 5/25 - de verwijdering van bepaalde passages van hoofdstuk 6.3 Bepaling van het primaire reservevermogen, die al voorkomen in de door de CREG goedgekeurde "Werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten"; - de analyse van de impact van de voorspellingsfouten van de fotovoltaïsche productie op de definitie van het standaardsysteem; - de update en de toevoeging van informatie over het in 2015 vastgestelde onevenwicht van het systeem; - enkele herformuleringen en/of verduidelijkingen om het voorstel zo goed mogelijk te verduidelijken. III.2 Primair reservevermogen (R1) III.2.1 Methode ter bepaling van het primair reservevermogen
12. De primaire regeling van de frequentie wordt in artikelen 236 tot 242 van het technisch reglement behandeld. Artikel 236, §2, van het technisch reglement preciseert dat de netbeheerder voor het bepalen van de technische specificaties betreffende de beschikbaarheid en de levering van het primair reservevermogen voor de primaire regeling van de frequentie, rekening dient te houden met de aanbevelingen en regels die de interoperabiliteit van de Europese verbindingsnetten regelen.
13. Op het niveau van ENTSO-E werden de regels gedefinieerd voor de bepaling en de levering van het nodige primair reservevermogen. De toepassing door ENTSO-E van deze regels leidt tot een benodigd primair reservevermogen van 3.000 MW voor heel het ENTSOE-net, dat in staat is om een onevenwicht van 3.000 MW te compenseren. Elke regelzone dient, volgens deze regels, in de mate van haar aandeel in de totale elektriciteitsproductie binnen het ENTSO-E-net bij te dragen tot dit primair reservevermogen. In de loop van een jaar wordt de bijdrage voor het volgende jaar bepaald op basis van de netto-energie die respectievelijk door elke regelzone werd geproduceerd tijdens het voorgaande jaar. ELIA stelt voor deze regels ter bepaling van het primair reservevermogen voor de Belgische regelzone te volgen.
14. De CREG stelt vast dat ELIA voldoet aan artikel 236, §2, van het technisch reglement, gezien de voorgestelde methode voor de bepaling van het primair reservevermogen steunt op de toepassing van regels die de interoperabiliteit van de Europese verbindingsnetten regelen 6/25 en met name de spelregels die door ENTSO-E werden opgesteld. Ze keurt deze methode dus goed. III.2.2 Bepaling van het primair reservevermogen
15. Het aandeel van de Belgische regelzone in de totale primaire regeling voor 2017 binnen de ENTSO-E-zone wordt pas later in 2016 door ENTSO-E bepaald. Dit getal kan lichtjes verschillen van dat voor 2016 (73 MW), maar zonder op heden te weten in welke mate. Daarom stelt ELIA voor om de door de ENTSO-E voor 2017 bepaalde waarde, van zodra deze gekend is, toe te passen.
16. De CREG oordeelt dat deze handelswijze conform is aan de hierboven voorgestelde methode. Bovendien is het kennen in oktober-november 2016 van de weerhouden waarde geen probleem in die mate dat deze datum vroeger is dan de datum van de eerste maandelijkse veiling (in de loop van december 2016) tijdens dewelke het primair regelvermogen voor januari 2017 zal worden toegewezen.
17. Om de flexibiliteit van het systeem ten volle te benutten, kan het voor België bepaalde primair regelvermogen (R1) bij drie verschillende bronnen worden gecontracteerd: bij productie-eenheden van het Belgische park zonder volumebeperking, bij de vraag (industrieklanten en aggregatoren) en bij buitenlandse leveranciers. In het voorstel is het product, dat specifiek werd ontwikkeld voor de deelname van de vraag, asymmetrisch (in de zin van een vraagvermindering). Om de activering van de vraag voor de primaire regeling te beperken, is er een aanpassing van de technische voorwaarden voor deelname vereist, namelijk een activering voor een frequentie-afwijking van meer dan 100 mHz (dode band van 100 mHz) en een volledige deelname ontwikkeld te hebben voor een frequentie-afwijking van 200 mHz. Dit type deelname moet worden vervolledigd door de asymmetrische deelname van andere bronnen voor een gelijkwaardig volume, in de zin van een productievermindering, en onder dezelfde technische activeringsvoorwaarden (band van 100 tot 200 mHz). Om een correcte respons te behouden van de regelzone in primaire regeling, moeten deze twee types van bronnen bovendien ook door een derde type bron worden aangevuld, met een symmetrische activering zonder dode band, die haar deelname volledig ontwikkelt voor een frequentie-afwijking van 100 mHz. Op die manier dekt de zone afwijkingen tussen 0 en 200 mHz met een totaal volume van tweemaal het volume dat voor de deelname van de vraag is voorbehouden. 7/25 De rest van het primaire reservevermogen, met symmetrische activering binnen een band van 0-200 mHz, zal dan verworven worden via de Belgische bronnen of bronnen uit het buitenland.
18. Voor 2017 zal Elia, net als voor 2016, 4 verschillende R1-producten toelaten: - een asymmetrisch product voor opwaartse regeling. De activering moet beginnen bij een frequentieafwijking van -100 mHz met volledige activering bij een frequentieafwijking van -200 mHz; - een asymmetrisch product voor neerwaartse regeling. De activering moet beginnen bij een frequentieafwijking van +100 mHz met volledige activering in geval van een frequentieafwijking van +200 mHz; - een symmetrisch product voor regeling met volledige (lineaire) activering aan ±100 mHz; - een symmetrisch product voor regeling met volledige (lineaire) activering aan ±200 mHz; Bij de keuze van de verschillende producten zullen de volgende regels in acht genomen worden: - voor een frequentieafwijking van ±200 mHz zal minimum 100% van het R1-volume worden geactiveerd; - voor een frequentieafwijking van ±100 mHz zal minimum 50% van het R1-volume worden geactiveerd; - voor een frequentieafwijking van ±100 mHz zal maximum 58% van het volume dat overeenstemt met het geactiveerde volume in geval van een frequentieafwijking van ±200 mHz worden geactiveerd.
19. De CREG beseft dat door deze manier van werken, de R1 productiemiddelen in twee delen kunnen gesplitst worden, respectievelijk de middelen die geactiveerd kunnen worden binnen een marge van 0 tot 100 mHz en van 0 tot 200 mHz. Toch kon sinds 2013, dankzij de deelname van de vraag (en het complement momenteel geleverd door de kerneenheden om een symmetrisch product te construeren) en de middelen ingevoerd vanuit het buitenland, het volume waaraan moest voldaan worden door de symmetrische middelen in de Belgische regelzone worden beperkt en bijgevolg de liquiditeit van de markt van de R1-productie worden verhoogd, in een voorts ongewijzigde situatie. De impact op de globale prijs van de reservatie van de R1-reserve was beduidend gunstig. 8/25 III.3 Secundair (R2) en tertiair (R3) reservevermogen III.3.1 Methode ter bepaling van het secundair en tertiair reservevermogen
20. De secundaire regeling wordt behandeld in artikelen 243 tot 247 van het technisch reglement, en de tertiaire regeling in artikelen 249 tot 260 van datzelfde document.
21. In bedrijf moet het systeem het hoofd bieden aan storingen met verschillende draagwijdte. Elk daarvan wordt opgevangen door een ander type van reserve. ELIA stelt dat het geheel van de secundaire en tertiaire reserves (R2+R3) wordt gebruikt om het hoofd te bieden aan veiligheidsproblemen. In deze optiek is de secundaire reserve (R2), die automatisch wordt geactiveerd, gebaseerd op een proportionele integrerende regelaar (PI) en wordt die gebruikt om de problemen gelieerd aan de ACE binnen het kwartier te regelen. De tertiaire reserve (R3), die manueel wordt geactiveerd, neemt een deel van de R2 dan over of vult die dan aan wanneer het volume hiervan niet volstaat. Ze bestaat uit incrementele en decrementele vrije biedingen bepaald in het CIPU-contract (ID bids), de op CIPU-productieeenheden gecontracteerde reserve R3 (contracten R3-productie), onderbreekbare afnames (contracten R3 ICH), geaggregeerde afnames en productie-eenheden waarvan sommigen op de distributienetten kunnen aangesloten zijn (‘R3 dynamisch profiel’-contracten of R3 DP1) en tertiaire reserve als bijstand tussen TNB’s (contracten voor R3-reserve inter-TNB). Wanneer een eenheid uitvalt, neemt de R2 deel aan de compensatie, zonder de totaliteit ervan alleen te verzekeren. In deze omstandigheden wordt ze aangevuld door de reserve R
22. Het is dus het geheel van R2+R3 dat het onevenwicht als gevolg van het uitvallen van de eenheid compenseert. De R2-reserve moet volledig kunnen “vrijgemaakt” worden (van 0 MW tot het maximum) in 7 en een half minuten, zodat ELIA binnen een kwartier kan overgaan van een activering van het hele vermogen downward naar een activering van het hele vermogen upward, of omgekeerd. De R3-reserves moeten binnen het kwartier volledig kunnen worden "vrijgemaakt", behalve de R3 ICH die in 3 minuten moet kunnen worden vrijgemaakt.
23. "Beleid 1" van het bedrijfshandboek van ENTSO-E introduceert verschillende soorten methodes voor het dimensioneren van de secundaire en de tertiaire reserves: 1 De reserve “R3 dynamisch profiel” (R3 DP) is een product ontwikkeld door ELIA, dat in januari 2014 werd geïmplementeerd. 9/25 - enerzijds een deterministische methode, bestemd om de controle te behouden bij het verlies van de grootste productie-eenheid, en bijgevolg gebaseerd op het criterium "N - 1", - anderzijds een probabilistische methode die steunt op een probabilistische evaluatie van het risico dat er een tekort is aan reserves. De deterministische methode is wijdverspreid en vormde de grondslag van de methode die ELIA tot in 2010 gebruikte voor
24. Deze methode leidt voor 2017 tot een te voorzien volume R2+R3 dat gelijk is aan de grootte van de grootste eenheid, hetzij momenteel 1.038 MW. De methode stuit echter op haar limieten wanneer men rekening moet houden met de almaar complexere problemen waarmee men te maken krijgt bij het bepalen van de secundaire en tertiaire reservevermogens. ELIA heeft bijgevolg in 2011 een nieuwe (voornamelijk) probabilistische methode ontwikkeld voor het bepalen van het secundair en tertiair reservevermogen in
25. Conform de vraag van de CREG2 heeft ELIA in 2012 de methode van 2011 voor de bepaling van het secundair en tertiair reservevermogen in 2013 vervolledigd door de probabilistische aanpak te finaliseren. Om de secundaire en tertiaire reservevermogens tot in 2015 te bepalen, heeft ELIA dezelfde methode gebruikt. Voor 2017 heeft ELIA enkele evoluties aan de methode aangebracht, in hoofdzaak op basis van de bijdrage van de fotovoltaïsche productie bij de bepaling van de grootte van de standaardeenheid voor de bepaling van het volume R2+R
26. De grondslag van de methode bestaat dus in het bepalen van de reserves die toelaten het risico van een tekort aan reserve3 te beperken tot een vooraf bepaalde waarde (Pdef). Om het risico op een dergelijk tekort te evalueren convolueert4 de probabilistische methode de waarschijnlijkheidsverdeling van de oorzaken van het onevenwicht. De vergelijking van de resulterende curve en van de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel Pdef laat toe het vereiste reservevolume te bepalen.
27. Daar waar de R2 dient om ongewilde onevenwichten in een normale situatie te compenseren en om de grote onevenwichten in de zone gedeeltelijk te compenseren, laat de 2 Beslissing (B)110519-CDC-1056 betreffende de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2012, §
28. 3 Met andere woorden, de probabiliteit dat de reserves onvoldoende zouden zijn om de beschouwde onevenwichten te dekken. 4 De convolutie is een wiskundige techniek voor de berekening van de kansdichtheid van een som van willekeurige onafhankelijke variabelen waarvan de individuele kansdichtheden bekend zijn. In het onderhavige geval, worden de onevenwichtsbronnen voorgesteld als willekeurige variabelen. 10/25 R3 enerzijds toe de R2 te desatureren tijdens langdurige activeringen, en anderzijds de R2 aan te vullen om het hoofd te bieden aan belangrijke onevenwichten in de zone. Doordat ze automatisch geactiveerd wordt en gebruikt wordt om ongewilde onevenwichten in een normale situatie te compenseren, streeft de R2 ernaar om een goede kwaliteit voor de regeling van de zone (ACE) binnen het kwartier te behouden. Het geheel R2+R3 wordt, met het oog op de compensatie van grote onevenwichten van lange duur, meer in het bijzonder rechtstreeks gekoppeld aan het behoud van de veiligheid van de zone. Om daarmee rekening te houden, bepaalt ELIA de behoeften aan R2+R3 op basis van de kwartieronevenwichten, terwijl ze de behoeften aan R2 bepaalt door zich te baseren op de variabiliteit van de kwartieronevenwichten, bepaald als de variatie van het kwartieronevenwicht tussen opeenvolgende kwartieren. De onevenwichten worden enerzijds veroorzaakt door onvoorziene gebeurtenissen en anderzijds door voorspellingsfouten. Afhankelijk van de beschouwde onevenwichtsbron, wordt de waarschijnlijkheidsverdeling bepaald aan de hand van hetzij tijdreeksen, hetzij gekende verdelingen afkomstig van probabilistische modellen. Het gebruik van tijdreeksen, als ze gekend zijn, heeft twee voordelen: de variatie tussen opeenvolgende kwartieren kan worden berekend en het laat toe om, door sommering, de correlatie tussen onevenwichtsbronnen in rekening te brengen. Naargelang het type van reserve waarvan ze het volume wil bepalen, gebruikt ELIA de probabilistische methode met verschillende waarden voor de parameters: - de voorspellingshorizon: de tijd die is verlopen tussen het ogenblik waarop de analyse wordt gemaakt en het begin van de onderzochte periode, - de beschouwde periode: het aantal uren gedurende dewelke de methode de waarschijnlijkheid op pannes toepast, zodanig dat alle mogelijke combinaties van pannes van productie-eenheden in deze periode in rekening worden gebracht, - de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve (Pdef). Typische kan de voorspellingshorizon kort zijn, enkele uren of dagen vooraf – om de reserves te ramen die de komende uren of dagen zullen nodig zijn – of lang - verscheidene maanden vooraf - zoals het geval is voor het huidige voorstel van ELIA. 11/25 De voor de andere parameters aangenomen waarden worden verderop bij de toepassing van de methode op elk type van reserve, toegelicht.
29. De door ELIA uitgewerkte methode bestaat uit verschillende stappen: - het bepalen van de nodige vermogens van R2+R3 voor het globale systeem, - het bepalen van de nodige vermogens van R2+R3 voor het standaardsysteem, - het bepalen van het vermogen van R2, - het bepalen van het vermogen van R
30. ELIA voert een verschil in tussen R2+R3 voor het globale systeem en R2+R3 voor het standaardsysteem. De logica achter het onderscheid tussen globaal systeem en standaardsysteem steunt op de volgende vaststelling. Wanneer men de bron van onevenwichten beschouwt, bestaat een belangrijk en zeer typisch deel ervan door de plotse onbeschikbaarheid van op het ELIAnetwerk aangesloten productie-eenheden. De structuur van het Belgisch productiepark laat toe een drempel van geïnstalleerd vermogen van productie-eenheden derwijze te bepalen dat alle geïnstalleerde vermogens die lager of gelijk aan deze drempel zijn zich bevinden in de portefeuille van meerdere ARP's, terwijl alle geïnstalleerde vermogens die deze drempel overschrijden deel uitmaken van de portefeuille van een enkele ARP. Dit heeft ertoe geleid te overwegen dat het risico verbonden aan de plotse onbeschikbaarheid van vermogens lager dan deze drempel, veroorzaakt door vermogens die deel uitmaken van portefeuilles van meerdere ARP's, op gesocialiseerde wijze moeten worden gedekt via door ELIA aangekochte reserves, terwijl het restrisico te wijten aan geïnstalleerd vermogen hoger dan deze drempel moet worden gedekt door reservevermogen ter beschikking gesteld door een enkele ARP die deze vermogens in portefeuille heeft. Het begrip van globaal systeem is dus ingevoerd om de reserves te kunnen begroten die toelaten het geheel van de onevenwichts-risico's van het systeem te dekken. De in deze context bepaalde R2+R3 reserve is die welke het systeem in zijn geheel nodig heeft. De productie-eenheden worden er beschouwd met hun nominaal geïnstalleerd vermogen. Het begrip van standaardsysteem laat toe om voor de productie-eenheden enkel rekening te houden met het te mutualiseren deel van het te dekken risico, met andere woorden, dat voortvloeit uit het deel van het geïnstalleerd vermogen van productie-eenheden dat lager of gelijk is aan de hierboven bepaalde drempel, « grootte van de standaardeenheid » genoemd. 12/25 Bij het bepalen van de reserves van het standaardsysteem wordt de grootte van de productieeenheden beperkt tot deze van de standaardeenheid. De evolutie van het geïnstalleerd vermogen van de offshore windturbines en de correlatie tussen hun werkingen hebben ELIA ertoe geleid het offshore windenergie-vermogen als een enkele productie-eenheid te beschouwen bij het bepalen van de grootte van de standaardeenheid. Dit punt zal worden ontwikkeld in het hieronder volgende deel gewijd aan het bepalen van de reservevermogens. Rekening houdend met de in 2017 voorziene geïnstalleerde fotovoltaïsche capaciteit van ongeveer 3,3 GW heeft Elia een bijkomende analyse uitgevoerd om de omvang te bepalen van de onevenwichten die werden veroorzaakt door de variabiliteit (op verschillende tijdsintervallen) van de voorspellingsfout van de fotovoltaïsche productie om de eventuele impact ervan op de grootte van de standaardeenheid te bepalen; dit punt zal eveneens uiteengezet worden in het onderstaande deel over de bepaling van de reservevermogens. Voor het bepalen van de reservevermogens R2+R3 maakt ELIA gebruik van beide benaderingen, de deterministische en de probabilistische, waarbij het vanuit een conservatief standpunt het hoogste resultaat van beide benaderingen als te reserveren volume neemt. Om het volume van R2 te bepalen, maakt ELIA enkel gebruik van de probabilistische benadering, omdat de deterministische benadering in dit geval minder geschikt is. ELIA ontwikkelt bovendien in de probabilistische methode een dubbele verwoording om de reservevermogens te beschrijven: de reservebehoeften en reservevolumes. De reservebehoeften zijn derwijze gedimensioneerd om in staat te zijn de onevenwichten van het systeem te kunnen dekken met een overeengekomen waarschijnlijkheid van tekort, zonder onderscheid van de productkenmerken bepaald om deze te dekken noch van de beschikbaarheid van de vermogens die met dat doel zullen worden aangekocht. De reservevolumes begroten op niveau van elk product de te contracteren reservevermogens om te voldoen aan de dimensioneringscriteria, rekening houdend met de productkenmerken en de beschikbaarheid van de gecontracteerde vermogens.
31. De beschouwde oorzaken van onevenwicht voor de dimensionering van het geheel R2+R3 zijn die waarvan het effect langer duurt dan een kwartier: - uitvallen van productie-eenheden, - de onbeschikbaarheden van het offshore windturbinepark bij stormweer, 13/25 - fout op de vooruitzichten inzake wind- en zonne-energieproductie, - de andere onevenwichten veroorzaakt door: o de fout op het afnamevooruitzicht, voor het deel dat niet gecompenseerd wordt door de ARP in intraday, o onvolkomenheden van de afnameopvolging door de productie, te wijten aan de uurlijkse tijdsintervallen van de beschikbare producten op de markt, o uitvallen op het niveau van de vraag, o grote plotse schommelingen in de uitwisselingsprogramma’s met de naburige regelzones, o andere niet-identificeerbare onevenwichten veroorzaakt door de ARP’s, o het verschil tussen de compensatie van de verliezen en het verliesniveau op dat ogenblik. Als ze het vermogen R2+R3 voor het globale systeem beschouwt, houdt ELIA rekening met alle productie-eenheden. Beschouwt men het standaardsysteem, dan wordt rekening gehouden met de grote productie-eenheden voor een vermogen dat beperkt is tot de grootte van de standaardeenheid.
32. Andere beschouwde oorzaken van onevenwicht voor de dimensionering van R2 zijn die waarvan het effect zich in de variatie tussen opeenvolgende kwartieren laat gevoelen: - de variabiliteit van de voorspellingsfout van wind- en zonne-energieproductie, - de variabiliteit van de andere onevenwichten veroorzaakt door: o de fout op het afnamevooruitzicht, voor het deel dat niet gecompenseerd wordt door de ARP in intraday, o onvolkomenheden van de afnameopvolging door de productie, te wijten aan de uurlijkse tijdsintervallen van de beschikbare producten op de markt, o uitvallen op het niveau van de vraag, o grote plotse schommelingen in de uitwisselingsprogramma’s met de naburige regelzones, o andere niet-identificeerbare onevenwichten veroorzaakt door de ARP’s, o het verschil tussen de compensatie van de verliezen en het verliesniveau op dat ogenblik. 14/25
33. De reserve R3 die ELIA moet verwerven om ze ter beschikking van de ARP’s te stellen wordt berekend als de nodige aanvulling bij R2 om de reserve R2+R3 van het standaardsysteem te bekomen.
34. Wat de berekening van de reserve R2+R3 betreft, stelt de CREG vast dat ELIA, vanuit een conservatief standpunt, bij de bepaling van R3, het gebruik van de probabilistische methode aanvult met dat van de klassieke deterministische methode "N-1". De CREG is van mening dat deze praktijk tegemoetkomt aan de bekommernis om de nodige reserve R3 niet te onderschatten, zolang de wind- en zonne-energiecapaciteiten geen doorslaggevende rol spelen in de dimensionering van deze reserves.
35. Algemeen genomen stelt de CREG vast dat ELIA een methodologie heeft uitgewerkt die in de lijn ligt van die welke bedoeld wordt in "Beleid 1" van het bedrijfshandboek van ENTSO-E voor wat de secundaire en tertiaire reserve betreft. In dat opzicht voldoen de door ELIA voorgestelde methodes aan artikelen 244, § 2, en 250, § 2 van het technisch reglement. Bovendien laten ze toe rekening te houden met de doelstelling van de aan ELIA toevertrouwde opdrachten krachtens artikel 233 van het technisch reglement. De CREG is van mening dat de door ELIA voorgestelde methodes een dimensionering van het automatische secundaire regelvermogen en van het tertiaire regelvermogen mogelijk maken. Bijgevolg is de CREG van mening dat de door ELIA voorgestelde evaluatiemethodes aanvaardbaar zijn en keurt deze goed. De CREG herhaalt echter dat ze zich in de huidige beslissing niet over enig onevenwichtstarief uitspreekt. III.3.2 Bepaling van het secundair en tertiair reservevermogen
36. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode toe voor het bepalen van het secundair en tertiair reservevermogen R2+R
37. De voornaamste parameters van het probabilistische model worden bepaald op basis van de volgende gegevens, waarover ELIA beschikte in januari
38. - Voor 2017 stijgt het voorziene geïnstalleerde windenergievermogen van 639 MW in januari (626 MW offshore) tot 780 MW in december (165 MW offshore) ten opzichte van diezelfde maanden van 2015, die in de methode als referentie worden genomen (totale voorziene geïnstalleerde windenergie-vermogen in december 2017: 2.742 MW, waarvan 1.864 MW onshore en 878 MW offshore). 15/25 - Voor 2017 stijgt het voorziene geïnstalleerde zonne-energievermogen van 295 MW in januari tot 410 MW in december ten opzichte van diezelfde maanden van 2015, die in de methode als referentie worden genomen (totale voorziene geïnstalleerde zonne-energievermogen in december 2017: 3.363 MW). - De voorspellingen gaan tot één jaar. - De beschouwde periode bedraagt 8 uur. - De waarde van de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel (Pdef) voor het tekort aan reserve is gebaseerd op het voorstel van ENTSO-E, namelijk 0,1%. Deze evaluatie ligt eveneens in de lijn van het doorgaans aanvaarde risico voor de bevoorrading van de TNB’s inzake reserve. De evaluatie van de oorzaken van onevenwicht is gesteund op volgende overwegingen: - Het percentage aan uitvallen van eenheden werd overgenomen uit een synthese, per type van centrale, van de informatie vervat in de logboeken van het nationale controlecentrum. - Het uitvallen van de offshore windenergie-productie bij stormweer wordt los van de pannes van andere productie-eenheden beschouwd. Gezien de geografische nabijheid van offshore windparken, bestaat er een grote gemeenschappelijke wijze bij hun functioneren, wat, vanuit het standpunt van willekeurige onderbrekingen, verantwoordt deze als een enkele bron te aanzien. De uitvalwaarden van de offshore windenergie-productie bij stormweer wordt verkregen door convolutie van de kansverdelingen voor verschillende windsterkten. Hoewel vanuit het systeemstandpunt het uitvallen van de offshore windenergie-productie als eenzelfde bron wordt beschouwd, wordt toch een onderscheid gemaakt tussen de verschillende uitvalsnelheden. - Voor het bijkomende geïnstalleerde vermogen ten opzichte van 2015 worden de voorspellingsfouten met betrekking tot de productie van windenergie en van zonne-energie afzonderlijk gemodelleerd, op basis van statistieken van voorspellingsfouten in day ahead en intraday voor elk type van bronnen. - Alle andere oorzaken van onevenwicht worden samen beoordeeld, op basis van de gegevens over residueel onevenwicht van het systeem in 2015 vastgesteld buiten de uren van uitvallen van bovenvermelde productie-eenheden; deze oorzaken van onevenwicht omvatten dus de voorspellingsfouten betreffende de vraag alsook betreffende de reeds in 2015 geïnstalleerde wind- en zonneenergieproductie. 16/25 In 2012 heeft ELIA een gemiddeld residueel onevenwicht van het systeem vastgesteld gelijk aan 64 MW. In 2013 bedroeg dit gemiddeld residueel onevenwicht 41 MW, in 2014 2,5 MW en in 2015 4 MW. ELIA heeft de oorzaken van dit residueel onevenwicht bestudeerd en benadrukt hoe moeilijk het voor de ARP’s is om het deel "afname" van hun portefeuille correct te analyseren. Door de verbetering van de incentives en de informatie die aan de leveranciers wordt overgemaakt, zou het onevenwicht van de portefeuille van de ARP’s moeten verminderen. ELIA heeft dus voor de dimensionering van de reserves het gemiddelde onevenwicht van het systeem in 2015 gecorrigeerd en teruggebracht tot een waarde van 0 MW. Tot in 2014 liet een grootte van standaardeenheid van 500 MW voor 2015 toe gestalte te geven aan het te mutualiseren risico volgens sectie III.3.1 van het huidige document ontwikkelde methode. Deze grootte van 500 MW dekte het geheel van de eenheden van het productiepark vervat in de portefeuilles van meerdere ARP's, met inbegrip van de grootste STEG's en de eerste 500 MW van de grote nucleaire eenheden, wat ertoe leidde het overeenstemmende risico te mutualiseren en het dekken van het risico veroorzaakt door het deel van het vermogen van elke kerneenheid boven 500 MW ten laste te leggen van de enige ARP die de kerneenheden in portefeuille heeft. Sinds de evaluatie van 2015 voor 2016 heeft een analyse van het gedrag van offshore windparken toegelaten het bestaan aan te tonen van een belangrijke gemeenschappelijke werkingswijze in de energieproductie van verschillende offshore windparken, wat ertoe heeft geleid deze parken als eenzelfde productie-eenheid te beschouwen, en zo ook het uitvallen van de windparkproductie als het uitvallen van een enkele fictieve productie-eenheid te aanzien. Deze fictieve productie-eenheid bevindt zich weliswaar in de portefeuille van verschillende ARP's, maar de redenering is hoofdzakelijk gebaseerd op het feit deze als een enkele eenheid te beschouwen op vlak van ongeplande onbeschikbaarheden. Het geïnstalleerd vermogen dat tegen eind 2016 zal worden bereikt voor het geheel van de offshore windenergie-productie wordt thans geraamd op 833 MW. De analyse van de waarschijnlijkheidsverdelingen en de voorspellingsfouten van de fotovoltaïsche productie op D-1 van de twee voorbije jaren toont enkele hoge waarden. Er zijn er echter niet veel en de variabiliteit daalt snel tot waarden van minder dan 878 MW op het percentiel van 99,9% (143 MW voor de kwartiervariabiliteit en 433 MW voor de uurvariabiliteit in 2015). Dus bedraagt het niveau van geïnstalleerd vermogen dat in aanmerking moet worden genomen voor het mutualiseren van het risico dat kan ontstaan door het uitvallen van bronnen 17/25 uit de portefeuille van verschillende ARP's, met inbegrip van de fictieve offshore windenergieproductie-eenheid, 878 MW, want dit niveau komt overeen met de kerneenheden en met de fictieve offshore windenergieproductie-eenheid vervat in de portefeuilles van verschillende ARP's. Het is dus die waarde van 878 MW die werd weerhouden als grootte van de standaardeenheid. Het risico waarvan het dekken ten laste wordt gelegd van de enkele ARP die de kerneenheden in portefeuille heeft is dus hetgene dat voortvloeit uit het deel van het vermogen van elke kerneenheid boven 833 MW.
39. Door het toepassen van de goedgekeurde methode met de waarden van de parameters bepaald volgens de hierboven uiteengezette principes, komt ELIA tot een waarde van 1.183 MW secundair en tertiair reservevermogen (R2+R3) voor de behoeften van het globale systeem en 1.053 MW voor deze van het standaardsysteem. Daarbij dient genoteerd dat de volgens de probabilistische methode geschatte waarde van 1.183 MW voor het globale systeem groter is dan de schatting bekomen volgens de deterministische methode N-1, namelijk het nominale vermogen van de grootste machine: 1.038 MW. Het is dus het resultaat van de probabilistische methode dat als referentie zal genomen worden. De te mutualiseren waarde is die van het standaardsysteem, namelijk 1.053 MW. De rest van de behoeften, hetzij 130 MW beschikbaar aan 100%, moet worden gedekt door de ARP verantwoordelijk voor de injectie van de eenheden met een vermogen groter dan het vermogen van de standaardeenheid, thans de kerneenheden.
40. De CREG hecht haar goedkeuring aan het door ELIA voor 2017 bepaalde secundair en tertiair reservevermogen, namelijk 1.053 MW met een beschikbaarheid van 100%. ELIA dient zeker te stellen dat de volumes die toelaten behoeften van 130 MW ten laste van de genoemde ARP wel degelijk permanent ter beschikking zijn in de portefeuille van de ARP verantwoordelijk voor de injectie van de eenheden met een vermogen groter dan het vermogen van de standaardeenheid. III.3.3 Bepaling van het secundair reservevermogen
41. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode toe voor het bepalen van het secundair reservevermogen R2 voor
42. De voornaamste parameters van het probabilistische model worden bepaald op basis van de volgende principes. - De beschouwde periode bedraagt 8 uur. - De aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve (Pdef) is gebaseerd op de in 2014 vastgestelde Pdef die in 2015 werd gebruikt voor de R2 van 2016, hetzij 21%; deze waarde is aanzienlijk lager dan deze vastgesteld in de 18/25 jaren voor 2014, daar deze gemiddeld rond 27% lag in de jaren 2011 tot 2013; dit is het gevolg van een aanzienlijke kwaliteitsverbetering van de regeling van de ACE; in het systeem van ENTSO-E wordt de kwaliteit van de regeling van de ACE gemeten door middel van indicatoren; de belangrijkste indicator waarop de evaluatie van de kwaliteit van de regeling steunt, is de standaardafwijking van de ACE (ACE), waarvan de waarde regelmatig maar op gevoelige wijze tussen 2011 en 2014 is verminderd. Deze verbeteringen vinden hun oorsprong in verschillende factoren; waaronder de vermindering van de onevenwichten van de ARP's als gevolg van de door ELIA getroffen maatregelen, en aan de invoering van een nieuwe tarifering van de onevenwichten, evenals aan het toenemende belang van de compensatie van de onevenwichten tussen regelzones binnen de IGCC. Voor 2017 hanteert ELIA voorzichtigheidshalve de Pdef waarde van de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve gelijk aan de in 2014 vastgestelde waarde (21%), volgens de overweging dat het niet zeker is dat de verbetering van de volatiliteit van de onevenwichten van het systeem (ACE) een structurele tendens weergeeft aangezien de kwaliteit van het ACE in 2015 licht gedaald is t.o.v.
43. - De intra-kwartiervariabiliteit van de residuele fout van de relatieve voorspellingen, bij de productie van de geïnstalleerde wind- en zonne-energievermogens na 2015, wordt berekend op basis van het verschil van de residuele fouten van de voorspellingen inzake wind- en zonne-energieproductie tussen opeenvolgende kwartieren in de tijdreeksen gebruikt bij de dimensionering van de behoeften aan R2 + R3, met uitsluiting van het uitvallen van de offshore windenergie-productie bij storm. - De intra-kwartiervariabiliteit van het residuele onevenwicht van het systeem wordt berekend op basis van het verschil van de residuele onevenwichten van het systeem tussen opeenvolgende kwartieren in de tijdreeksen gebruikt bij de dimensionering van de behoeften aan R2 + R3, behalve het uitvallen van de productie-eenheden en dat van de offshore windenergie-productie bij stormweer.
44. Voor de bepaling van de R2-behoeften past ELIA de goedgekeurde methode toe met de waarden van de parameters bepaald volgens de hierboven uiteengezette principes. Om een Pdef van minder dan 21% te respecteren moet er 142 MW R2 worden voorzien. Voor de berekening van de volumes moet er echter rekening worden gehouden met de historische beschikbaarheid van de geleverde R
45. Er dient bovendien in herinnering te worden 19/25 gebracht dat er een secundaire day-ahead markt voor de R2 bestaat waardoor contractuele verplichtingen voor R2 kunnen worden overgedragen in day-ahead tussen dienstenleveranciers, zowel omwille van de onbeschikbaarheid van middelen als omwille van economische redenen. Het door ELIA bepaalde sanctioneringssysteem zet de ARP ook aan om de secundaire markt te gebruiken in geval van onbeschikbaarheid. Bij de dimensionering van de R2 houdt Elia dus rekening met het feit dat het R2-volume in bepaalde gevallen niet volledig beschikbaar zal zijn. Elia is van mening dat er een risico van 0,15 % is om 80 MW R2 te verliezen en een risico van 2 % om 40 MW R2 te verliezen. Door 144 MW R2 te voorzien wordt de Pdef van 21% onder deze voorwaarden voor 2017 gerespecteerd.
46. De CREG hecht haar goedkeuring aan de door ELIA bepaalde hoeveelheid secundair reservevermogen voor 2017, namelijk een behoefte van 142 MW en een volume van 144 MW aan 100% beschikbaarheid. III.3.4 Bepaling van het tertiair reservevermogen
47. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode toe voor het bepalen van de behoefte aan tertiair reservevermogen R
48. Zodoende berekent ze de behoefte aan tertiair reservevermogen R3 als het complement dat aan het hierboven bepaalde secundair reservevermogen R2 moet worden toegevoegd om het nodige reservevermogen R2+R3 te verkrijgen. Voor het door ELIA te reserveren gesocialiseerde deel dient het standaardsysteem en niet het globale systeem als referentie. Aldus, op basis van de behoefte aan 1.053 MW aan R2+R3 en 142 MW aan R2, bedraagt de behoefte aan R3 voor 20175 1.053-142 = 911 MW.
49. Om de behoefte aan R2+R3 te bepalen, doet ELIA een beroep op een R3-portefeuille die bestaat uit de gecontracteerde vermogens in R3-productie, de R3 ICH, de R3 DP, en de R3 van de hulpcontracten tussen TNB's (hierna "inter-TNB" contracten). Noch de vrije biedingen (ID-bids van het CIPU-contract), noch de complementaire biedingen van de niet-contractuele R3 worden in aanmerking genomen, gezien de hogere onzekerheid van hun beschikbaarheid. 5 In een e-mail aan de CREG, bevestigt Elia dat de tweede alinea van deel 7.5.2.3.1 van haar voorstel moet gelezen worden als “Pour 2017, …” (“Voor 2017, …”) en niet als “Pour 2016, …” (Voor 2016, …”). 20/25 ELIA stelt voor om 780 MW R3-producten te contracteren voor 2017, verdeeld met beschouwing van de volgende vereisten: - maximum 200 MW R3 ICH; - minimum 250 MW R3-productie met een continue beschikbaarheid; - het saldo om te komen tot 780 MW gedekt door de R3 DP met een continue beschikbaarheid. Bovendien, gezien de goede beschikbaarheid van de inter-TNB contracten in 2015 (99,9% voor het contract met RTE en 99,7 voor het contract met TenneT), kan ELIA tevens in uitzonderlijke omstandigheden beroep doen op 250 MW aan inter-TNB R
50. Met de hierboven vermelde middelen voor de R2, R3 productie, de R3 DP en R3 ICH (en dus zonder de R3 inter-TNB), gekoppeld aan een realistische beschikbaarheid, kan niet worden voldaan aan de gekozen grenswaarde van Pdef van 0,1% voor de bepaling van het volume R2+R3 voor het standaardsysteem; ze komen in feite overeen met een Pdef waarde van 0,317%. Als men naast de bovengenoemde bronnen ook de inter-TNB reserve van 250 MW in rekening brengt, kan met het R2+R3 volume deze grenswaarde van Pdef worden gerespecteerd: dit stemt overeen met een Pdef waarde van 0,051%. De Pdef waarde van 0,1% wordt gehaald indien men de activering van de inter-TNB reserve beperkt tot 19 uur per jaar, wat ELIA als aanvaardbaar beschouwt, gezien bepaalde bronnen, zoals de vrije biedingen van het CIPUcontract, nog aan de bovengenoemde bronnen kunnen worden toegevoegd. ELIA verklaart dat de aldus voorgestelde volumes toereikend zijn voor
52. De CREG keurt het voor 2017 te contracteren tertiair reservevermogen van 780 MW goed, met een maximum van 200 MW ICH-contracten met een beschikbaarheid gelijk aan de vastgestelde beschikbaarheid van ICH in 2015, een minimum van 250 MW R3-productie met een beschikbaarheid van 100%, en het saldo met 100% beschikbaarheid gedekt door R3 DP waardoor in totaal een volume van 780 MW kan worden bereikt. III.4 Bijkomende overwegingen van de CREG
53. De CREG wenst, rekening houdend met het belang van de bepaling van de reservevermogens voor de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet in de regelzone, in de huidige beslissing een aantal beschouwingen te maken 21/25 met het oog op het ontwikkelen van een evaluatiemethode en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen in de toekomst.
54. De CREG neemt akte van de aankondiging van Elia dat de benaming van de producten in de toekomst kunnen wijzigen en dat de nieuwe benamingen in dat geval zullen vermeld worden in de "Werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten" die aan de CREG ter goedkeuring worden voorgelegd.
55. De CREG wenst dat ELIA haar in de toekomst blijft informeren door middel van een jaarlijks verslag over de beschikbaarheid en het gebruik van de reservevermogens, afschakelbare afnamen en inter-TNB reserves inbegrepen, ten behoeve van de Belgische regelzone. Ter illustratie van de vergelijkende analyse van de kwaliteit van de regeling in de verschillende regelzones in Europa, verzoekt de CREG ELIA nadrukkelijk er systematisch een kopie bij te voegen van de laatste vier kwartaalverslagen van de UCTE / ENTSO-E over het prestatievermogen van de primaire regeling en van de vermogensfrequentieregeling, of van elk officieel document dat dit verslag zou vervangen.
56. Gezien ENTSO-E het door ENTSO-E voor de Belgische regelzone bepaald primair regelvermogen voor 2017 nog niet heeft berekend, verzoekt de CREG eveneens aan ELIA om deze waarde op haar website te publiceren van zodra ze er door ENTSO-E in kennis van zal worden gesteld.
57. De CREG waardeert de recente verbeteringen die ELIA heeft doorgevoerd bij de terbeschikkingstelling van informatie waardoor de marktspelers beter kennis kunnen nemen van wat er gebeurt op systeemniveau en waardoor de ARP’s in het bijzonder het onevenwicht van de regelzone met een kleinere tijdshorizon beter kennen. De CREG dringt bij ELIA erop aan om de informatie die beschikbaar is op haar website te blijven verbeteren, zowel wat de kwantiteit als de kwaliteit betreft.
58. Aangezien de inter-TNB reserve een expliciet deel van de tertiaire reserve is, is het volgens de CREG belangrijk een goed zicht te hebben op de beschikbaarheid van deze reserve. De CREG blijft ELIA verzoeken om met de naburige TNB’s RTE en TenneT de uitwisseling van gegevens over de beschikbaarheid qua volume en de eraan verbonden prijzen van de inter-TNB reserves te formaliseren. De CREG wenst om de drie maanden door ELIA op de hoogte gebracht te worden van de gerealiseerde vorderingen ter zake, vooral van het contract met TenneT waarvoor ELIA momenteel niet systematisch over gedetailleerde beschikbaarheidsgegevens beschikt. 22/25
59. De CREG stelt met tevredenheid de verhoging van de mogelijke deelname van de afnemers aan de reserves vast. Gezien de aangekondigde schaarsheid van de reservevermogens in België, moedigt de CREG ELIA aan om het verhogen van de deelname van de vraag aan de primaire, secundaire en tertiaire regeling verder te onderzoeken. Inzake "vrije" (niet op jaarbasis gecontracteerde) biedingen op de afnames, vraagt de CREG ELIA ook om door te zetten onder meer (voor de R3) via het bid ladder platform en proefprojecten over de R2 die niet met een CIPU-contract is gebonden.
60. In de mate waarin het nodig is om flexibiliteit te zoeken waar ze zich bevindt, onder meer in het verbruik van kleinere afnemers die minder grote volumes verbruiken dan de grote industriële klanten, moedigt de CREG ELIA aan om te blijven samenwerken met de aggregatoren en de distributienetbeheerders om de toegang zo vlug mogelijk uit te breiden van de middelen verbonden met de netten van de DNB’s tot nieuwe producten waardoor kleine afnemers en kleine producenten (inclusief zij aangesloten op de netwerken van de DNB's) zo vlug mogelijk kunnen deelnemen aan de primaire, secundaire en tertiaire reserves, met name door het gebruik van secundaire meters (submetering) en dit volgens hun technische mogelijkheden. In dit verband moedigt de CREG Elia aan om op het vlak van de mix van toegelaten producten redelijke inspanningen te doen om mechanismen te implementeren om de reële volumes voor de deelname van de vraag die per afnamepunt kunnen worden gevaloriseerd te maximaliseren.
61. De CREG waardeert ook de flexibiliteit van de door ELIA ontwikkelde methode, die het mogelijk maakt rekening te houden met de weerslag van de ontwikkelingen van het Belgische elektriciteitssysteem, zoals de aanzienlijke stijging van de geïnstalleerde capaciteit van de offshore windenergie-productie.
62. De afschakelbare afnamen blijken daadwerkelijk te zijn geactiveerd in
63. De CREG steunt deze praktijk. De CREG blijft de mening toegedaan dat deze reserves toch minstens eenmaal per jaar moeten geactiveerd worden wanneer de activering van tertiaire reserves nodig is. Ze meent dat hierdoor hun werkelijke beschikbaarheid en reactiesnelheid getest wordt. Op deze manier groeit de ervaring van ELIA en de betrokken industriële afnemers met betrekking tot de activering van de onderbreekbare reserves. Om die reden vraagt de CREG dat elke onderbreekbare afname in 2017 minstens eenmaal zou geactiveerd worden. Dezelfde vraag is van toepassing op het product R3 DP in
64. 23/25
65. De studie van bijzondere exploitatietoestanden die zich in september en oktober 2015 voordeden op de markten, toonde aan dat de beschikbaarheid van de R3 ICH die contractueel gezien lager was dan 100%, niet onafhankelijk is van de marktcontext en dat deze beschikbaarheid de tendens vertoont om aanzienlijk te dalen als de prijzen van de Belpex DAM stijgen. Deze vaststelling heeft de CREG ertoe aangezet ELIA aan te moedigen om inspanningen te blijven leveren om de contractuele R3 te vervangen door meer technologieneutrale producten met een geüniformiseerde beschikbaarheid voor alle producten. De CREG denkt dan ook dat 2017 het laatste jaar zal zijn waarin het product R3 ICH, zoals het vandaag bestaat, aan de marktspelers zal worden aangeboden en dat het dus vanaf 1 januari 2018 niet meer beschikbaar zal zijn. IV. BESLISSING Gelet op het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende het technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. Gelet op het voorstel betreffende de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017, dat door ELIA op 29 april 2016 per brief aan de CREG ter goedkeuring werd overgemaakt. Overwegende dat de NV ELIA SYSTEM OPERATOR haar voorstel heeft ingediend voor het jaar
66. Overwegende dat de evaluatiemethode voor de bepaling van het primair reservevermogen steunt op artikel 236, §2, van het technisch reglement en onder meer op de toepassing van regels die de interoperabiliteit van de gekoppelde Europese netten regelen; Overwegende dat de evaluatiemethode ontwikkeld voor de bepaling van het secundair reservevermogen steunt op artikel 244, §2, van het technisch reglement en aanvaardbaar is op basis van de elementen aangehaald in paragraaf 24; Overwegende dat de evaluatiemethode ontwikkeld voor de bepaling van het tertiair reservevermogen steunt op artikel 250, §2, van het technisch reglement en aanvaardbaar is op basis van de elementen aangehaald in paragraaf 24; 24/25 Overwegende dat de voorgestelde evaluatiemethodes correct werden toegepast bij de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017; Heeft de CREG besloten, in het raam van de opdracht die haar werd toevertrouwd door artikel 233 van het technisch reglement, de evaluatiemethode voor het primair, secundair en tertiair reservevermogen en haar toepassing voor 2017 goed te keuren. Ze vestigt echter de aandacht van ELIA op de « bijkomende overwegingen » vermeld onder titel III.4 van de huidige beslissing. De huidige beslissing spreekt zich niet uit over de prijzen, noch over de tarifaire aspecten met betrekking tot deze materie. Deze punten zullen het voorwerp uitmaken van een afzonderlijke tarifaire beslissing van de CREG.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Marie-Pierre FAUCONNIER Voorzitster van het Directiecomité 25/25