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)161013-CDC-1556 betreffende "het voorstel van NV ELIA SYSTEM OPERATOR betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten Inwerkingtreding op 1 januari 2017" genomen met toepassing van artikel 159, §1, van het technisch reglement van 19 december 2002 voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe 13 oktober 2016 INHOUDSOPGAVE INLEIDING ............................................................................................................................ 3 I. Wettelijk kader.............................................................................................................. 4 II. Consultatie ................................................................................................................... 8 III. Analyse van het voorstel .............................................................................................12 III.1 Voorafgaande opmerkingen en voorbehouden .......................................................12 III.2 In overweging genomen beoordelingselementen ....................................................13 III.3 Beschrijving van de voorgestelde evoluties.............................................................15 III.4 Toepassing van het wettelijke kader en van de beoordelingselementen op het voorstel ...............................................................................................................................15 III.4.1 Onderwerp 1 – Wijziging van de definitie van twee producten van de tertiaire reserve om ze meer technologieneutraal te maken ............................................15 III.4.2 Onderwerp 2 – Impact van de wijzigingen van de producten van de gecontracteerde tertiaire reserve op de volgorde van activering van deze reserves ...........................................................................................................................18 III.4.3 Onderwerp 3 – Aanpassing van de penaliteiten naar aanleiding van de overgang naar de kortetermijnaankoop van reserveproducten ...........................................19 III.5 Aanvullende overwegingen van de CREG ..............................................................21 III.5.1 Uitbreiding van de secundaire markt ..................................................................21 III.5.2 Tertiair regelvermogen vanaf niet-CIPU-eenheden ............................................22 III.5.3 Tertiaire reserve ICH ..........................................................................................22 IV. Beslissing ....................................................................................................................23 2/24 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt in deze beslissing, met toepassing van artikel 159, §1, 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 de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. De CREG ontving dit voorstel van ELIA per schrijven van 5 augustus 2016. ELIA heeft aan haar brief verschillende documenten toegevoegd: - een document van ELIA "Règles de fonctionnement du marché relatif à la compensation des déséquilibres quart-horaires – Entrée en vigueur au 1er janvier 2017"; - hetzelfde document in een versie met de aanduiding van de punten die verschillend zijn van het voorstel van ELIA over de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten dat werd goedgekeurd door de beslissing (B)160609-CDC-1525 van de CREG van 9 juni 2016. Het voorstel van ELIA bestaat uit de brief van 5 augustus 2016 en de twee hierboven genoemde documenten. De onderhavige beslissing bestaat uit vier delen. Het eerste deel vat het wettelijk kader samen. Het tweede deel gaat over de resultaten van de consultatie en het derde deel bevat een analyse van het voorstel. Het vierde deel omvat de eigenlijke beslissing. De brief van ELIA van 5 augustus 2016 en de twee documenten worden bij de onderhavige beslissing gevoegd. Op 13 oktober 2016 keurde het Directiecomité van de CREG de onderhavige beslissing goed. 3/24 I. 1. Wettelijk kader Artikel 37, lid 6, onder
- b)van Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van Richtlijn 2003/54/EG, waarvan de omzettingstermijn op 3 maart 2011 verstreek, bepaalt: "de regulerende instanties zijn bevoegd 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:
- a)[…];
- b)de verstrekking van balanceringsdiensten, die zo economisch mogelijk worden uitgevoerd en passende stimuleringsmaatregelen bieden voor netwerkgebruikers om hun input en output op elkaar af te stemmen. De balanceringsdiensten worden op billijke en niet-discriminerende wijze verstrekt en zijn gebaseerd op objectieve criteria [...]. " 2. Volgens artikel 11 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: “elektriciteitswet”) stelt de Koning, na advies van de CREG en in overleg met de netbeheerder, een technisch reglement op voor het beheer van het transmissienet en de toegang ertoe. Krachtens deze bepaling bepaalt het technisch reglement inzonderheid: “1° de technische minimumeisen voor de aansluiting op het transmissienet van productie-installaties, distributienetten, uitrusting van direct aangesloten afnemers, koppellijnencircuits en directe lijnen, de aansluitingstermijnen evenals de technische modaliteiten die de netbeheerder toelaten toegang te hebben tot de installaties van de gebruikers en maatregelen te nemen of te laten nemen met betrekking hiertoe indien de veiligheid of de technische betrouwbaarheid van het net dit vereist, alsook de termijnen voor aansluiting; 2° de operationele regels waaraan de netbeheerder onderworpen is bij zijn technisch beheer van de elektriciteitsstromen en bij de maatregelen die hij dient te treffen om het hoofd te bieden aan problemen van overbelasting, technische mankementen en defecten van productie-eenheden; 3° in voorkomend geval, de prioriteit die in de mate van het mogelijke, rekening houdend met de noodzakelijke continuïteit van de voorziening, moet worden gegeven 4/24 aan de productie-installaties die gebruik maken van hernieuwbare energiebronnen, of aan eenheden van warmtekrachtkoppeling; 4° de ondersteunende diensten die de netbeheerder moet inrichten; 5° de gegevens die de netgebruikers aan de netbeheerder, (de gegevens van het ontwikkelingsplan inbegrepen) moeten verstrekken; 6° de informatie die door de netbeheerder moet worden verstrekt aan de beheerders van andere elektriciteitsnetten waaraan het transmissienet is gekoppeld, teneinde een veilige en efficiënte exploitatie, een gecoördineerde ontwikkeling en de interoperabiliteit van het koppelnet te waarborgen; 7° de bepalingen op het gebied van informatie of van voorafgaande goedkeuring door de commissie van operationele regels, algemene voorwaarden, type- overeenkomsten, formulieren of procedures toepasbaar op de netbeheerder en, in voorkomend geval, op de gebruikers”. 3. Op grond van artikel 11 van de elektriciteitswet werd het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe, genomen. 4. Artikel 159, §1, van het technisch reglement bepaalt dat, op voorstel van de netbeheerder, de werkingsregels van de markt bestemd voor de compensatie van de kwartieronevenwichten worden goedgekeurd door de CREG en gepubliceerd door de netbeheerder. 5. Artikel 2 van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder de taken en verplichtingen uitvoert die hij dient uit te voeren krachtens de elektriciteitswet teneinde de elektriciteitsuitwisselingen tussen de verschillende op het net aangesloten personen te behouden en te ontwikkelen en de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net te bewaken, te handhaven dan wel te herstellen. 6. Artikel 3, §1, van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder het technisch beheer van de elektriciteitsstromen op het transmissienet organiseert en zijn taken waarneemt teneinde met de hem ter beschikking staande middelen een permanent evenwicht tussen de vraag en het aanbod van elektriciteit te bewaken, te handhaven dan wel te herstellen overeenkomstig artikel 8 van de elektriciteitswet. De netbeheerder waakt over de compensatie van het globale onevenwicht van de regelzone, dat voortvloeit uit de eventuele individuele onevenwichten van de verschillende toegangsverantwoordelijken. 5/24 7. Krachtens artikel 8 van het technisch reglement moet de netbeheerder zich onthouden van elke discriminatie tussen netgebruikers, toegangsverantwoordelijken, leveranciers van ondersteunende diensten of tussen elke andere persoon die op een of andere manier met het net verbonden is in het kader van zijn taken en verplichtingen of uitgevoerde diensten. 8. Krachtens artikel 157, §2, van het technisch reglement bewaakt, handhaaft dan wel herstelt de netbeheerder op elk moment het evenwicht tussen aanbod en vraag van elektrisch vermogen in de regelzone, onder meer veroorzaakt door de eventuele individuele onevenwichten van de verschillende toegangsverantwoordelijken. Te dien einde schakelt de netbeheerder tijdens de uitbating van het net, in volgorde de hem ter beschikking zijnde middelen in, met name: 1° de primaire regeling van de frequentie; 2° de secundaire regeling van het evenwicht in de regelzone; 3° het vermogen ter beschikking gesteld door de producenten conform art. 159, §2; en 4° de aanpassingen aan de dagelijkse toegangsprogramma's van belastingen die door de toegangsverantwoordelijken aan de netbeheerder worden aangeboden. §3 van ditzelfde artikel voegt eraan toe dat indien de modaliteiten, bedoeld in §2, niet volstaan om tot het herstel te leiden van het evenwicht tussen de vraag en het aanbod van actief vermogen in de regelzone, de netbeheerder opdraagt om het tertiaire reservevermogen dat door derden ter beschikking wordt gesteld overeenkomstig de bepalingen bedoeld in Hoofdstuk XIII van Titel IV van het technisch reglement, te activeren. 9. Artikel 158 van het technisch reglement bepaalt dat de netbeheerder de hem ter beschikking staande middelen activeert overeenkomstig artikel 157, § 2, met name volgens het criterium van de laagste prijs. 10. Krachtens artikel 159, §2, van het technisch reglement houden alle producenten van de regelzone waarvan het nominale vermogen voor de toegang tot het net hoger dan of gelijk is aan 75 MW, hun beschikbare vermogen ter beschikking van de netbeheerder overeenkomstig artikelen 222 en 223. De inschrijving voor dit reservevermogen gaat vergezeld met een prijsofferte. De producenten waarvan het nominale vermogen voor de toegang tot het net lager is dan 75 MW, alsook de producenten actief in een andere regelzone voor zover de operationele regels tussen de betrokken regelzones het toelaten, kunnen eveneens, overeenkomstig door de netbeheerder bepaalde objectieve en transparante modaliteiten, hun beschikbare kwartiervermogen ter beschikking stellen. 6/24 11. Hoofdstuk XIII van Titel IV van het technisch reglement heeft betrekking op de ondersteunende diensten. Artikel 233 van het technisch reglement bepaalt dat 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 evalueert en bepaalt. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het resultaat aan de commissie mee ter goedkeuring. Artikel 243 van het technisch reglement bepaalt in §1 dat de netbeheerder het reservevermogen voor de secundaire regeling koopt via een mededingingsprocedure en/of aanbesteding. De netbeheerder bepaalt de technische specificaties betreffende de terbeschikkingstelling en de levering van dit vermogen. §2 van dit artikel bepaalt dat de leverancier van deze dienst het tertiaire reservevermogen activeert op aanvraag van de netbeheerder. Krachtens artikel 249, §1, van het technisch reglement koopt de netbeheerder het reservevermogen voor de tertiaire regeling via een mededingingsprocedure en/of aanbesteding. De netbeheerder bepaalt de technische specificaties betreffende de terbeschikkingstelling en de levering van dit vermogen. §2 van dit artikel bepaalt dat de leverancier van deze dienst het tertiaire reservevermogen activeert op aanvraag van de netbeheerder. Tot slot bepaalt artikel 256 van het technisch reglement dat de netbeheerder de middelen waarover hij beschikt, aanwendt overeenkomstig het technisch reglement, teneinde de afwijkingen tussen het daadwerkelijk uitgewisseld actief vermogen en het geprogrammeerd actief vermogen met de buitenlandse regelzones te beperken. Deze afwijkingen worden eveneens kwartieronevenwichten genoemd. 12. Krachtens artikel 159, §4, van het technisch reglement publiceert de netbeheerder ten minste elke dag de prijzen voor de onevenwichten van de voorgaande dag. Artikel 244, §1, van het technisch reglement stelt dat de netbeheerder, overeenkomstig artikel 26, de benodigde hoeveelheden alsmede de technische specificaties betreffende de beschikbaarheid en levering van actief vermogen aan het net voor de secundaire regeling bepaalt en publiceert. Artikel 250, §1, van het technisch reglement voegt eraan toe dat de netbeheerder, overeenkomstig artikel 26, de benodigde hoeveelheden alsmede de technische specificaties 7/24 betreffende de beschikbaarheid en levering van actief vermogen aan het net voor de tertiaire regeling bepaalt en publiceert. II. Consultatie 13. Tijdens de vergadering van het Directiecomité van de CREG van 25 augustus 2016 heeft de CREG deze beslissing genomen als een ontwerpbeslissing. Conform haar huishoudelijk reglement heeft de CREG de ontwerpbeslissing met alle nuttige documenten aan een openbare raadpleging onderworpen die liep van 31 augustus tot 21 september 2016. 14. De CREG heeft vier reacties ontvangen: op 20 september 2016 van REstore en op 21 september 2016 van Febeliec, FEBEG en ENGIE. De CREG heeft nota genomen van de reacties op deze raadpleging. In wat volgt geeft dit document antwoord op de onderdelen van de reacties die rechtstreeks verband houden met de door ELIA voorgestelde evoluties en die worden vermeld onder titel II.3 van de ontwerpbeslissing (titel III.3 van de eindbeslissing). Zo kwam de IGCC bijvoorbeeld ter sprake in eindbeslissing 1525 waarvan de ontwerpbeslissing reeds werd voorgelegd tijdens een vorige raadpleging. Bovendien zal het proefproject bidladder eind 2016 worden opgenomen in een nieuw voorstel van Elia inzake de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten; dit nieuwe voorstel zal ter goedkeuring aan de CREG worden voorgelegd en er zal op dat ogenblik door de CREG een raadpleging over worden georganiseerd. In het kader van de huidige beslissing wordt dus geen rekening gehouden met onderdelen van de reacties die verband houden met de IGCC of met het project bidladder. Ook de gevolgen van het eventueel ontbreken van wetswijzigingen met betrekking tot de energieoverdracht zijn reeds opgenomen in de ontwerpbeslissing; de CREG stelt vast dat ELIA bereid is om op dit vlak verdere stappen te zetten, ook wat betreft de vaststelling van een activeringsprijs voor offertes in verband met niet-CIPU-eenheden, zodra deze wetswijzigingen concreet vorm hebben gekregen; dit onderwerp wordt in dit hoofdstuk niet verder besproken. 8/24 Tot slot vallen de relaties tussen de marktdeelnemers en de distributienetbeheerders, en de procedures die de DNB's instellen voor hun netbeheer, niet onder de wettelijke bevoegdheden van de CREG en worden ze dus niet besproken in deze beslissing. 15. In zijn reactie pleit REstore voor de invoering van een activeringsprijs voor de niet- CIPU-eenheden, parallel met het gebrek aan correctie van het onevenwicht van de ARP. REstore wijst erop dat de samenleving in haar geheel beter af zal zijn met de invoering van een dergelijke activeringsprijs, en vestigt de aandacht op het mogelijke gevaar dat de leveranciers van de dienst voor de niet-CIPU-eenheden niet aan die markt deelnemen. De CREG is zich bewust van het probleem in verband met het ontbreken van een activeringsprijs voor aanbiedingen afkomstig van niet-CIPU-eenheden en de gevolgen daarvan - met name op het vlak van het marktdesign - namelijk de onmogelijkheid om een "echte" lijst op te stellen met middelen waarop een beroep kan worden gedaan. Zij weet dat de huidige toestand, zonder wettelijke omkadering van de energieoverdracht, verre van ideaal is voor de markt. Bovendien is de CREG altijd voorstander geweest van de energieoverdracht en heeft zij bij haar studie 14591 zelfs een ontwerptekst gevoegd voor een aanpassing van de elektriciteitswet waarmee de energieoverdracht kan worden omkaderd. Zij is echter van mening dat de algemene verbetering van het systeem voldoende hypothetisch blijft om geen dubbele betaling van de activering te rechtvaardigen, enerzijds een vergoeding gebaseerd op het gebrek aan correctie van het onevenwicht van de ARP en anderzijds een directe vergoeding van de geactiveerde energie. Daarbij gaat het om een dubbele vergoeding die de CREG in beginsel niet kan ondersteunen. 16. Febeliec verleent zijn steun aan verschillende beginselen waarop het voorstel en de ontwerpbeslissing van de CREG berusten, maar vraagt zich af of niet-CIPU-eenheden offertes voor zowel R3 standaard als voor R3 flex mogen indienen - iets wat niet uitdrukkelijk vermeld wordt in het voorstel. Na contact met ELIA bevestigt de CREG dat een niet-CIPU-eenheid wel degelijk offertes voor R3 standaard en R3 flex kan indienen. 17. FEBEG heeft verschillende opmerkingen gemaakt over de elementen van het voorstel dat ter raadpleging werd voorgelegd. 1 Studie (F)160503-CDC-1459 van de CREG van 3 mei 2016 over de middelen die moeten worden toegepast om de deelname aan de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België te faciliteren. 9/24 18. Wat betreft het level playing field tussen de verschillende middelen, wijst FEBEG op twee elementen waarbij de CIPU-eenheden en de niet-CIPU-eenheden niet op dezelfde manier worden behandeld: het congestiebeheer en de penaliteiten. 19. Het congestiebeheer hangt samen met de bepaling van zones door ELIA. Elke zone kan worden aangemerkt als groen (zonder beperkingen) of rood (met beperkingen) afhankelijk van de toestand van het systeem op het vlak van exploitatieveiligheid. Aanvankelijk werden de daaruit voortvloeiende beperkingen toegepast op elke CIPU-eenheid waarvan de vrije offertes, zoals gedefinieerd in de zin van de beperking, niet geactiveerd konden worden op ogenblikken waarop de zone waarin die CIPU-eenheid is aangesloten rood is. Het voorstel bevat geen enkele regel betreffende het congestiebeheer als er niet-CIPU-eenheden worden geactiveerd. De CREG is van mening dat dit probleem moet worden behandeld. Ze meent echter dat dit niet moet gebeuren in het kader van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten, maar eerder in het kader van de regels betreffende het congestiebeheer. Bovendien heeft ELIA aangekondigd dat het probleem van de zones voor het congestiebeheer zal worden aangepakt tijdens een vergadering van een werkgroep van haar Users Group begin december 2016. De CREG moedigt ELIA en de marktdeelnemers aan om dan een oplossing te zoeken die kan zorgen voor een gelijke behandeling van alle middelen voor het congestiebeheer, met als doel de exploitatieveiligheid van het net. 20. Wat de penaliteiten betreft, stelt FEBEG vast dat er verschillen bestaan tussen CIPU- en niet-CIPU-eenheden: de CIPU-eenheden krijgen penaliteiten op basis van de day-ahead marktprijzen, terwijl de penaliteiten voor de niet-CIPU-eenheden niet gebaseerd zijn op een marktprijs, voornamelijk omdat er geen activeringsprijs bestaat voor niet-CIPU--eenheden. Aangezien het ontbreken van een activeringsprijs van niet-CIPU-middelen samenhangt met het ontbreken van een wettelijk kader voor de energieoverdracht en dus, naar mag worden verondersteld, tijdelijk van aard zal zijn, neemt de CREG nota van deze opmerking maar zal zij ze niet verder behandelen in deze beslissing. Bovendien wijst FEBEG er zelf op dat leveranciers van diensten vanuit CIPU-eenheden en vanuit niet-CIPU-eenheden niet door dezelfde motieven worden gedreven. In dat verband vraagt de CREG zich af of het voor de doeltreffendheid van de penaliteiten niet beter is een onderscheid te maken tussen deze twee types van middelen en ze bijgevolg aan te passen. 21. De CREG neemt bovendien nota van het feit dat FEBEG voorrang verleent aan een goede marktwerking. 10/24 Wat de prekwalificatieprocedures van afnamepunten voor de niet-CIPU-middelen betreft, bevestigt de CREG dat ELIA zich ervan vergewist of een middel in staat is de dienst te verlenen waarvoor een dienstverlener een offerte wenst in te dienen. Mits dit principe wordt aangehouden, meent de CREG eveneens dat de procedures zo licht mogelijk moeten zijn en dat vereenvoudiging en standaardisatie moeten worden bevorderd, zolang de werkwijze het nagestreefde doel niet in het gedrang brengt. De CREG is ook voorstander van een zo uitgebreid en flexibel mogelijk wettelijk en reglementair kader. Op die manier kan er worden ingespeeld op de evoluties van het systeem en de middelen zonder dat de basisprincipes en -regels hoeven te worden aangepast. Dit mag echter niet verhinderen dat in bepaalde gevallen, en voornamelijk wanneer de geplande nieuwe technologieën specifieke kenmerken vertonen, specifieke aanpassingen worden doorgevoerd om die technologieën te kunnen inzetten. 22. De CREG neemt nota van de opmerkingen van FEBEG in verband met de informatie van de evenwichtsverantwoordelijken. Zij herinnert er zo nodig aan – hoewel FEBEG hiervan goed op de hoogte is – dat er momenteel een project loopt om de ARP informatie over zijn evenwichtspositie te verstrekken binnen een tijdsbestek dat veel dichter bij de reële tijd ligt dan momenteel het geval is. 23. Wat een correct prijssignaal betreft, stelt FEBEG regels voor die het gevolg zijn van het ontbreken van een activeringsprijs van de tertiaire reserve voor de aanbiedingen van nietCIPU-middelen. Dit onderwerp werd elders in dit hoofdstuk behandeld. De limieten op de activeringsprijzen van de andere reserves werden besproken toen ze werden ingevoerd en vallen buiten het bestek van deze raadpleging. 24. ENGIE verleent steun aan de reactie van FEBEG en pleit bovendien voor eenzelfde behandeling van de CIPU- en niet-CIPU-eenheden op het vlak van penaliteiten die de leveranciers van deze dienst ertoe moeten aanzetten om de contractbepalingen betreffende het eigen gebruik van de gereserveerde R3 standaard- en R3 flex-capaciteit na te leven. De CREG onderscheidt verschillende elementen in deze opmerking. Eerst en vooral is er in het huidige voorstel sprake van een overgangsfase in het hervormingsproject van de contractuele tertiaire reserve en blijven er tijdens deze fase een aantal aanmerkelijke verschillen bestaan tussen CIPU- en niet-CIPU-eenheden. Die verschillen moeten na verloop van tijd deels verdwijnen, ze moeten in elk geval verdwenen zijn in de definitieve versie na de hervorming van de tertiaire reserve. 11/24 Voorzien wordt dat dit hervormingsproject van de contractuele R3 in verschillende fasen wordt uitgevoerd zodat ELIA haar processen geleidelijk kan aanpassen. Op die manier kan ELIA de integratie van de CIPU- en niet-CIPU-eenheden realiseren en kan zij ook de activering van offertesaanbiedingen van contractuele tertiaire reserve en van vrije offertes van tertiaire reserve integreren. Voorlopig blijven bepaalde verschillen tussen de twee types eenheden dus nog bestaan. Ten tweede lopen dienstverleners die CIPU-eenheden gebruiken penaliteiten op als ze de met ELIA gecontracteerde R3-capaciteit gebruiken zonder de contractbepalingen na te leven die hen toestaan om in bepaalde gevallen de contractuele middelen te benutten. De CREG stelt vast dat de niet-CIPU-eenheden, in tegenstelling tot de CIPU-eenheden, voor 100% beschikbaar dienen te zijn zonder dat de dienstverlener de mogelijkheid krijgt om onder bepaalde voorwaarden de gereserveerde capaciteit te gebruiken. Een controle achteraf gaat bovendien na of deze beperking van de beschikbaarheid wel is nageleefd. In dat geval zijn de penaliteiten voor niet-beschikbaarheid van toepassing als de dienstverlener de bijbehorende niet-CIPU-middelen gebruikt. Gezien de verschillen tussen de CIPU- en niet-CIPU-middelen heeft ELIA voor de overgangsfase verschillende systemen van penaliteiten voorgesteld voor de twee types eenheden. De CREG is van mening dat de opmerking van ENGIE onvoldoende rekening houdt met het voorlopige aspect van de huidige fase in het hervormingsproject van de tertiaire reserve en ze is daarom van mening dat het niet nodig is om het voorstel in dit verband te wijzigen. III. Analyse van het voorstel III.1 Voorafgaande opmerkingen en voorbehouden 25. In overeenstemming met wat in deel I “Wettelijk kader” werd aangehaald, herhaalt de CREG dat er over de regels die ELIA had voorgesteld en die door de CREG werden goedgekeurd, zowel in de beslissing over de reservevolumes voor 2017 als in onderhavige beslissing, niet meer kan worden onderhandeld en dat ze ook niet kunnen worden gewijzigd door een andere administratieve overheid, aangezien ze het voorwerp uitmaakten van een beslissing van de CREG. 26. Deze beslissing heeft, overeenkomstig artikel 159, §1, van het technisch reglement, enkel betrekking op het voorstel van werkingsregels van de markt bestemd voor de in de inleiding vermelde compensatie van de kwartieronevenwichten, en meer in het bijzonder op 12/24 de aanpassingen die ELIA heeft voorgesteld ten opzichte van het vorige voorstel waarover beslissing (B) 160609-CDC-1525 van de CREG van 9 juni 2016 ging. Ze vormt op geen enkele manier een expliciete of impliciete goedkeuring van de overeenkomsten waarnaar in het voorstel van ELIA wordt verwezen. ELIA dient zo nodig deze overeenkomsten in overeenstemming te brengen met de marktregels die de onderhavige beslissing inhoudt. Zo spreekt de onderhavige beslissing zich ook niet uit over de tariefaspecten. III.2 In overweging genomen beoordelingselementen 27. Op grond van de wetteksten weergegeven in deel I werden een aantal beoordelingselementen in overweging genomen voor het uitwerken van deze beslissing. Deze beoordelingselementen worden hierna ontleed. 28. Het mechanisme voor de compensatie van kwartieronevenwichten is voor de netbeheerder een belangrijk middel om het evenwicht van de Belgische regelzone te verzekeren. De regeling van het evenwicht van de regelzones is voor ENTSO-E een belangrijke schakel voor de veiligheid van het hele elektriciteitsnet in continentaal Europa. Het is dus uiterst belangrijk dat het mechanisme voor de compensatie van de onevenwichten in de regelzone de netbeheerder de middelen biedt om de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net te behouden dan wel te herstellen. 29. Het mechanisme voor de compensatie van de kwartieronevenwichten vormt een belangrijk element voor de werking van de Belgische elektriciteitsmarkt. Het is dus van essentieel belang om rekening te houden met de structuur en de opbouw van de markt waarop het een beroep doet. Zo moet het rekening houden met de volgende elementen: - het aantal lokale producenten dat diensten voor de compensatie van de kwartieronevenwichten kan aanbieden, is beperkt, - de flexibiliteit van de vraagmiddelen neemt een steeds grotere plaats in bij de levering van diensten voor de compensatie van de kwartieronevenwichten, - om nieuwe marktspelers aan te trekken die in staat zijn op de Belgische markt diensten voor de compensatie van de kwartieronevenwichten aan te bieden, dient een evenwicht gevonden te worden tussen een redelijke vergoeding van deze diensten en een regulering van de aanbiedingen, die, aangezien de mededinging voor bepaalde producten beperkt blijft, noodzakelijk is. 13/24 30. Zo is het belangrijk dat het mechanisme voldoende flexibel is om de deelneming toe te laten van een zo groot mogelijk aantal spelers op de markt van de levering van diensten bestemd voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. Met het oog hierop mag de structuur van het mechanisme niet de deur sluiten voor toekomstige evoluties die het mogelijk maken deze richting uit te gaan. 31. Verder is het ook noodzakelijk dat het mechanisme een adequate transparantie biedt op het vlak van de aanbiedingen en hun activering. Deze transparantie brengt een merkbare zichtbaarheid mee in termen van informatie aan de marktspelers over de aanbiedingen met betrekking tot de compensatie van de kwartieronevenwichten en draagt er aldus toe bij om potentieel abusief gedrag te ontmoedigen. Bovendien is het belangrijk dat het mechanisme de producenten die wensen deel te nemen aan de levering van diensten voor de compensatie van de kwartieronevenwichten, duidelijke signalen geeft met betrekking tot de kosten en inkomsten die zij van hun deelneming aan deze diensten kunnen verwachten. 32. Omwille van de reservevolumes waarover ELIA beschikt, zou het echter gevaarlijk zijn mochten de toegangsverantwoordelijken (Acces Responsible Parties, hierna: ARP) de compensatie van de kwartieronevenwichten in België kunnen beschouwen als een hulpmiddel dat hen ter beschikking staat om hun verplichting tot evenwicht na te komen. Het mechanisme voor de compensatie van de kwartieronevenwichten moet onder de huidige omstandigheden een hulpmiddel blijven dat ter beschikking van de TNB wordt gesteld om het evenwicht van de Belgische regelzone te verzekeren, en het is belangrijk dat het een hulpmiddel als laatste toevlucht voor de ARP in onevenwicht blijft. Het mechanisme moet gebaseerd zijn op de marktregels en tevens toch zoveel mogelijk gaming door arbitrage met de spotmarkt of met de intraday markt voorkomen. Dit aspect wordt hoofdzakelijk verzekerd via het tarief voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. De goedkeuring ervan hoort bij de goedkeuring van de tarieven van de netbeheerder en valt buiten het kader van deze beslissing. 33. Bovendien moeten het mechanisme voor de compensatie van de kwartieronevenwichten en het eraan verbonden tarief een minimalisering van de kosten voor de compensatie van de kwartieronevenwichten voor de ARP beogen en hen toereikende prijssignalen geven op kritieke momenten. 34. Tot slot is het van primordiaal belang dat het mechanisme voor de compensatie van de kwartieronevenwichten geen hinderpaal vormt voor de oprichting van een Europese regionale 14/24 markt. De integratie van de nationale markten is immers noodzakelijk om tot mededinging op nationaal niveau te komen. Het is dus belangrijk dat het mechanisme voor de compensatie van de kwartieronevenwichten zonder al te grote moeilijkheden met die van nabijgelegen landen kan geïntegreerd worden. III.3 Beschrijving van de voorgestelde evoluties 35. Naast enkele aanpassingen met betrekking tot de definities en enkele andere formelere aanpassingen, hebben de ontwikkelingen die Elia heeft voorgesteld, hoofdzakelijk betrekking op de volgende onderwerpen: 1) Wijziging van de definitie van twee producten van de tertiaire reserve om ze meer technologieneutraal te maken. 2) Impact van de wijzigingen van de producten van de gecontracteerde tertiaire reserve op de volgorde van activering van deze reserves. 3) Aanpassing van de penaliteiten naar aanleiding van de overgang naar de kortetermijnaankoop van reserveproducten. III.4 Toepassing van het wettelijke kader en van de beoordelingselementen op het voorstel 36. Aangezien de basis van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten die momenteel van toepassing zijn, werd goedgekeurd in het kader van vroegere beslissingen van de CREG, richt de onderhavige analyse zich op de evoluties van deze regels overeenkomstig de onderwerpen die hierboven werden beschreven. III.4.1 Onderwerp 1 – Wijziging van de definitie van twee producten van de tertiaire reserve om ze meer technologieneutraal te maken 37. In haar studie 14592 stelt de CREG vast dat de huidige definitie van de producten van ELIA sterk op technologie is gebaseerd. Ze is dan ook van mening dat ELIA de definitie van haar producten zodanig moet aanpassen dat er een level playing field wordt gewaarborgd 2 Paragraaf 128 van de studie (F)160503-CDC-1459 van de CREG van 3 mei 2016 over de middelen die moeten worden toegepast om de deelname aan de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België te faciliteren, 15/24 tussen technologieën (productie, vraag en opslag). De definitie van de producten zou eerst en vooral gericht moeten worden op de behoeften van ELIA op het gebied van activering. Met het oog hierop heeft ELIA een dergelijke evolutie van de producten van de tertiaire reserve opgenomen in een meerjarenplan voor aanpassing van niet alleen de definitie van de producten, maar ook de marktregels voor compensatie van de kwartieronevenwichten. ELIA wil dit plan in fasen uitvoeren en het huidige voorstel vormt de tweede fase ervan3. 38. De bedoeling van deze tweede fase is de oude producten voor tertiaire regeling van de productie “R3 productie” en voor tertiaire regeling op de diensten voor aanpassing van profielen “R3 DP”, die erg technologisch gericht zijn, te vervangen door twee nieuwe producten voor tertiaire regeling “R3 standaard” en “R3 flex”, die allebei open staan voor alle middelen, zowel CIPU- als niet-CIPU-eenheden. R3 ICH valt buiten de herdefiniëring van de twee andere producten voor tertiaire regeling. De twee nieuwe producten zijn verschillend op het gebied van het maximale aantal activeringen tijdens de contractperiode, het maximale aantal activeringsuren en de minimale duur tussen twee opeenvolgende activeringen, zoals vermeld in de tabel hierna. Maximaal aantal contractperiode activeringen over de Maximaal aantal activeringsuren Minimale duur tussen twee opeenvolgende activeringen R3 standaard R3 flex Onbeperkt Beperkt (8 voor een maandelijkse periode) 8 per dag 2 per activering Geen 12 uur Voor de CIPU-eenheden zijn de aanbiedingen voor activering van R3 standaard en flex afhankelijk van een CIPU-eenheid (geen portefeuille-effect). Eenzelfde CIPU-eenheid kan aanbiedingen voor activering van R3 standaard en R3 flex indienen. In dit geval moeten de prijzen voor activering van de aanbiedingen van R3 standaard en R3 flex gelijk zijn en moeten ze ook gelijk zijn aan de aangeboden prijs voor de oplopende aanbiedingen van deze eenheid in het kader van het CIPU-contract. 3 De eerste fase is opgenomen als een van de punten van de eindbeslissing (B)160609-CDC-1525 van de CREG van 9 juni 2016. 16/24 ELIA aanvaardt een aanbieding van R3 standaard of flex die betrekking heeft op niet-CIPUeenheden op voorwaarde dat zij hiervoor uitdrukkelijk akkoord heeft en zonder voorbehoud van prekwalificatie van alle betrokken netbeheerders. De activering van R3 standaard of flex op de niet-CIPU-eenheden kan volledig of gedeeltelijk zijn, afhankelijk van de behoeften van ELIA. Voor de R3 flex op de niet-CIPU-eenheden wordt elke activering van een vermogen dat lager is dan de helft van het gecontracteerde vermogen voor een halve activering gerekend. 39. Ondanks de inspanningen van ELIA om meer technologieneutrale R3-producten te definiëren, is het momenteel niet mogelijk ze op dezelfde manier te behandelen zolang er geen wetswijzigingen met betrekking tot de energieoverdracht zijn aangenomen. In de overgangsperiode moet ELIA dan ook onderscheid blijven maken tussen aanbiedingen voor activering van regelvermogen vanaf CIPU-eenheden die alleen worden geactiveerd door de ARP die ze in zijn portefeuille heeft en de aanbiedingen vanaf niet-CIPU-eenheden die ook door een andere marktspeler kunnen worden geactiveerd. Momenteel is er geen correctie van de evenwichtsperimeter voor de activatie van middelen in de portefeuille van een ARP door een aggregator. Het gevolg hiervan is dat het niet toegelaten is een activeringsprijs te bepalen voor de aanbiedingen van R3 van niet-CIPU-eenheden, aangezien het systeem de activering al heeft betaald door de evenwichtsperimeter van de ARP niet te corrigeren. Aangezien er geen enkele prijs verbonden is met de activering van R3 standaard of flex op niet-CIPU-eenheden en het aangeboden volume het contractuele volume is, moet er geen enkele aanbieding voor activering van R3 standaard of flex van niet-CIPU-eenheden expliciet worden ingediend wanneer alle parameters van de aanbieding gekend zijn. 40. De CREG stelt vast dat de evoluties die ELIA heeft voorgesteld vooral open staan voor de R3-producten op een technologisch neutrale basis, in de mate dat de huidige regelgeving dit mogelijk maakt. Ze dragen bij tot de invoering van een level playing field tussen de verschillende middelen die de R3-dienst kunnen aanbieden, zowel deze die zijn aangesloten op het ELIA-net als deze van de DNB, onder voorbehoud van prekwalificatie. 41. De CREG is dan ook van mening dat het gedeelte van dit voorstel betreffende de tertiaire reservevermogens “standaard” en “flex” voldoet aan de beoordelingselementen die er rechtstreeks op van toepassing zijn. 17/24 III.4.2 Onderwerp 2 – Impact van de wijzigingen van de producten van de gecontracteerde tertiaire reserve op de volgorde van activering van deze reserves 42. Naar aanleiding van de herdefiniëring van de producten van R3 die beschreven staan in onderwerp 1 heeft ELIA de regels met betrekking tot de volgorde van activering4 van de aanbiedingen van contractuele R3 geherdefinieerd om ze op de nieuwe producten toe te passen. Tot nu toe riep ELIA de gecontracteerde tertiaire reserves op te beginnen met de R3-productie, om vervolgens de R3 DP en tot slot de R3 ICH te activeren. ELIA stelt voor de gecontracteerde middelen van R3 in de volgende volgorde te op te roepen: 1) Activering van de aanbiedingen van R3 standaard. 2) Activering van de aanbiedingen van R3 flex. 3) Activering van de aanbiedingen van R3 ICH. Binnen de twee groepen aanbiedingen van R3 standaard en flex worden de aanbiedingen met betrekking tot de CIPU-eenheden geactiveerd vóór deze van niet-CIPU-eenheden. Dit is te verantwoorden doordat de aanbiedingen met betrekking tot niet-CIPU-eenheden geen aanleiding geven tot correctie van de evenwichtsperimeter van de betrokken ARP en doordat de activering van deze middelen niet wordt vergoed. Door ze achteraan in de lijst van oproepen in hun groep van aanbiedingen te plaatsen, kan men de impact van deze activeringen op de prijs van de reserveringsaanbiedingen verminderen. De aanbiedingen van contractuele R3 worden overigens geactiveerd in dalende volgorde van het maximale aantal activeringen van de aanbiedingen. Dit verklaart de activering van de aanbiedingen van R3 standaard vóór R3 flex, en de activering van deze laatsten vóór de aanbiedingen van R3 ICH. Hierdoor kan men de aanbiedingen met minder mogelijke activeringen behouden voor grotere onevenwichten die minder vaak voorkomen. 43. De CREG stelt ook vast dat, zoals in onderwerp 1, het onderscheid tussen CIPU- en niet-CIPU-eenheden in de activeringsvolgorde alleen nodig is zolang geen enkele activeringsprijs verbonden is met de niet-CIPU-eenheden, dus zolang de regelgeving met betrekking tot de energieoverdracht niet is aangepast. De CREG is van mening dat deze 4 Merit order. 18/24 situatie leidt tot een fragmentering van de markt van de R3 en dat zij als gevolg hiervan een gevaar vormt voor de marktwerking. De CREG stelt evenwel vast dat het voorstel van ELIA overeenstemt met het technisch reglement, waarvan artikel 158 stelt dat het criterium van de laagste prijs slechts een van de criteria is die de volgorde van activering van de reservemiddelen beheerst. Het voorstel maakt het bovendien mogelijk de impact van de afwezigheid van activeringsprijs van de R3 op de niet-CIPU-eenheden op de prijs van de reserveringsaanbiedingen te verminderen. Bovendien biedt het de mogelijkheid om het aantal activeringen van de aanbiedingen met het laagste aantal activeringen te beperken. 44. De CREG is dan ook van mening dat het gedeelte van dit voorstel voldoet aan de beoordelingselementen die er rechtstreeks op van toepassing zijn. III.4.3 Onderwerp 3 – Aanpassing van de penaliteiten naar aanleiding van de overgang naar de kortetermijnaankoop van reserveproducten 45. Naar aanleiding van de overgang van de producten naar kortetermijnveilingen heeft ELIA de penaliteiten voor producten van gecontracteerd reservevermogen geherdefinieerd. 46. Wat de reservering betreft zijn de penaliteiten in verhouding tot het volume gecontracteerd vermogen dat niet door de leveranciers ter beschikking wordt gesteld. Wat de prijs betreft, maakt ELIA een onderscheid tussen de CIPU- en de niet-CIPU-eenheden. Voor de CIPU-eenheden is de prijs van de penaliteit afhankelijk van de marginale productiekost van een referentie-eenheid (CCGT met een rendement van 50%), behalve voor de R3 standaard en de R3 flex, waarvoor de prijs afhankelijk is van de prijs Belpex DA. Voor de niet-CIPU-eenheden is de prijs van de penaliteit afhankelijk van de reserveringsprijs van het contract. Bovendien is er voor deze prijzen een ondergrens bepaald. 47. De penaliteiten in geval van niet-conforme activering zijn minder eenvormig tussen de producten en de types reserve in die mate dat er een correctie is van de evenwichtsperimeter van de ARP voor bepaalde producten of types reserve, terwijl voor andere producten een dergelijke correctie niet wordt toegepast. Bovendien is er een verschil tussen de R1 waarvoor de controles een beperkt aantal keren worden uitgevoerd tijdens de contractuele periode (momenteel maximaal twee keer per week), de R2 waarvoor de controles continu zijn (net als 19/24 de activering van de producten overigens), en de contractuele R3 die minder vaak wordt geactiveerd. 48. Voor de R1 is de penaliteit in geval van niet-conforme activering in verhouding tot het verschil tussen gevraagd volume en gemeten volume. De prijs die verbonden is met de penaliteit is in verhouding tot een forfaitair bedrag in het geval van een CIPU-eenheid en met de reserveringsprijs in het geval van niet-CIPU-eenheden. 49. Voor de R2 past ELIA een correctie van de evenwichtsperimeter van de ARP toe, waardoor de penaliteit bij de “automatische” toepassing van het tarief voor onevenwicht wordt opgeteld bij het verschil tussen de door ELIA gevraagde activering en de werkelijk door de CIPU-eenheid uitgevoerde activering5. 50. Voor de R3 standaard en de R3 flex maakt ELIA een onderscheid tussen de gevallen van CIPU-eenheden en niet-CIPU-eenheden. Voor de CIPU-eenheden corrigeert ELIA de evenwichtsperimeter van de ARP van de door ELIA gevraagde activering. Als gevolg hiervan is een impliciete penaliteit van toepassing via het onevenwichtstarief op het verschil tussen de door ELIA gevraagde activering en de werkelijk door de CIPU uitgevoerde activering. ELIA past dus geen andere rechtstreekse financiële penaliteit toe, maar gaat na of de activering conform is. Na twee opeenvolgende niet- conforme activeringen wordt het middel in kwestie uitgesloten van de dienst totdat de leverancier aantoont dat de eenheid weer in staat is de dienst te verlenen. ELIA past ook een penaliteit toe wanneer een leverancier de met ELIA gecontracteerde reserve activeert voor zijn eigen behoeften, zonder de contractuele voorwaarden met betrekking tot dit soort activering na te leven. Voor de niet-CIPU-eenheden corrigeert ELIA de evenwichtsperimeter van de ARP niet. Ze past in dit geval een penaliteit toe die in verhouding staat tot het ontbrekende volume en de reserveringsprijs. Wanneer ELIA bovendien bij twee opeenvolgende activeringen nietconformiteiten vaststelt, vermindert zij vervolgens het volume dat de leverancier op de volgende veilingen mag aanbieden, totdat deze leverancier aantoont dat hij in staat is de dienst te verlenen volgens de contractuele bepalingen. 51. Algemeen gesteld beperkt ELIA het totale bedrag van de penaliteiten (reservering en activering) die in het kader van een contract kunnen worden toegepast tot het maximale inkomen van de leverancier tijdens de contractuele periode in het kader van dit contract. 5 Momenteel wordt de R2 uitsluitend geleverd vanaf CIPU-eenheden. 20/24 52. De CREG stelt vast dat het voorstel van ELIA de penaliteiten van de producten aanpast naar aanleiding van de overgang naar kortetermijnveilingen voor de reservering. De CREG stelt ook vast dat ELIA niet anders kan dan op het gebied van penaliteiten de reserves geleverd vanaf CIPU-eenheden anders te behandelen dan reserves die worden geleverd vanaf nietCIPU-eenheden, zolang de wettelijke bepalingen die de energieoverdracht omkaderen niet zijn aangepast. 53. De CREG vindt dan ook dat dit voorstel een eerste stap in de goede richting is. Ze is dan ook van mening dat het gedeelte van dit voorstel voldoet aan de beoordelingselementen die er rechtstreeks op van toepassing zijn. III.5 Aanvullende overwegingen van de CREG III.5.1 Uitbreiding van de secundaire markt 54. Met het oog op de implementatie van een level playing field tussen de biedingen voor regelvermogens op basis van de productiemiddelen en die op basis van de vraagmiddelen, moedigt de CREG ELIA aan om de toepassing van de secundaire markt van de primaire, secundaire en tertiaire regelvermogens uit te breiden naar de productiemiddelen waarvoor geen CIPU-contract is, de vraagmiddelen en de opslagmiddelen. Ze vraagt ELIA ook om een uitbreiding van de secundaire markt naar intraday die niet meer beperkt is tot de gevallen waarbij middelen defect raken, te bestuderen. In dit kader vraagt de CREG aan ELIA om haar tegen 31 maart 2017 een gemotiveerd verslag te bezorgen met een analyse van de voordelen en nadelen van deze uitbreiding. 55. De CREG vraagt ELIA dan ook om, nadat ze het verslag heeft overgemaakt, haar toekomstige voorstellen daaraan aan te passen, met een implementatie in voorkomend geval tegen 1 januari 2018 ten laatste. Deze vraag van de CREG werd al geformuleerd in de eerder genoemde beslissing 1525 van de CREG, maar ze blijft actueel. 21/24 III.5.2 Tertiair regelvermogen vanaf niet-CIPU-eenheden 56. Het is mogelijk dat een deel of het geheel van het tertiaire regelvermogen dat op een site kan worden geactiveerd via niet-CIPU-eenheden6, stroomafwaarts van de hoofdmeter of een submeter, niet is gecontracteerd. Dit kan meerdere oorzaken hebben, met name het feit dat de prognose van het activeerbare vermogen, berekend voor de hele contractuele periode, niet alle kortetermijnvariaties van dit vermogen kan opvangen. Om een zo volledig mogelijke inzet van het potentieel van de vraag (en meer algemeen van de niet-CIPU-eenheden) voor deelname aan de tertiaire regeling te bevorderen, is het belangrijk dat het niet-gecontracteerde gedeelte van dit activeerbare vermogen ter beschikking kan worden gesteld van het systeem in het kader van de aanbiedingen van niet-gereserveerd tertiair regelvermogen. Dit stelt de leveranciers van de dienst bovendien in staat hun portefeuille van niet-CIPU-middelen beter te laten renderen en vermindert aldus de hindernissen voor toegang van deze middelen tot de markten van bijkomende diensten. 57. De CREG is zich ervan bewust dat dit alleen mogelijk zal zijn in het kader van het bidladder-project dat ELIA momenteel uitwerkt. Ze dringt er evenwel bij ELIA op aan om deze mogelijkheid om het niet-gecontracteerde gedeelte van het activeerbare vermogen gedeeltelijk of geheel te heroriënteren naar de vrije aanbiedingen van R3 zo snel mogelijk na de invoering van de eerste fase van het bidladder–project ter beschikking te stellen van de leveranciers van R3 via niet-CIPU-eenheden. III.5.3 Tertiaire reserve ICH 58. De CREG meent dat door de hervorming van de contractuele tertiaire reserve in 2017 dat jaar moet worden beschouwd als een keerpunt waarbij de niet-CIPU-eenheden, waaronder de vraag van grote industriële klanten, zich kunnen aanpassen aan de nieuwe producten van de contractuele tertiaire reserve: R3 standaard en R3 flex. Daarom is het des te belangrijker dat 2017 het laatste jaar is waarin het product ICH zal worden aangeboden aan de dienstverleners, die worden verzocht om zo spoedig mogelijk een aanbieding in te dienen via de nieuwe producten, en in elk geval vanaf de leveringsperiode die ingaat op 1 januari 2018. 6 Dus met inbegrip van de deelname van de vraag. 22/24 IV. Beslissing Gelet op het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe, onder meer artikel 159, §1. Gelet op het voorstel "Règles de fonctionnement du marché relatif à la compensation des déséquilibres quart-horaires – Entrée en vigueur au 1er janvier 2017", overgemaakt door de NV ELIA SYSTEM OPERATOR per schrijven van 5 augustus 2016. Gelet op de raadpleging die de CREG tussen 31 augustus en 21 september 2016 heeft georganiseerd over haar ontwerpbeslissing. Overwegende de analyse van de antwoorden op de raadpleging, uitgevoerd onder deel II van onderhavige beslissing. Overwegende dat de NV ELIA SYSTEM OPERATOR haar voorstel heeft ingediend voor inwerkingtreding op 1 januari 2017. Overwegende dat het voorstel de bepalingen naleeft van de relevante artikelen van het technisch reglement van 2002, hernomen in deel I van deze beslissing, en dat het voldoet aan de beoordelingselementen ontwikkeld in deel II.2. van deze beslissing. Overwegende de specifieke analyse gemaakt in deel III.4 van de onderhavige beslissing. Beslist de CREG, binnen het kader van de opdracht die haar wordt toevertrouwd door artikel 159, §1, van het technisch reglement, het voorstel van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR goed te keuren. De CREG wil de aandacht van ELIA vestigen op de "aanvullende overwegingen" zoals beschreven in deel II.5 van het onderhavige besluit. De CREG bevestigt tevens dat de NV ELIA SYSTEM OPERATOR de contracten verbonden aan de compensatie van de kwartieronevenwichten in overeenstemming dient te brengen met de marktregels die de onderhavige beslissing inhoudt, zoals ze in de inleiding van haar voorstel heeft vermeld. Verder behoudt de CREG zich het recht voor om op elk ogenblik bijkomende opmerkingen te formuleren, in voorkomend geval in een latere beslissing. 23/24 Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Marie-Pierre FAUCONNIER Voorzitster van het directiecomité 24/24