Beslissing over het voorstel van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor een methodologie voor het gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening

(B)1636 5 oktober 2017 Beslissing over het voorstel van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor een methodologie voor het gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening Genomen met toepassing van artikel 23, §2, 36°, 38°, 40° en 41° van de Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt Niet-vertrouwelijke versie CREG – Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 – F + 32 2 289 76 09 – info@creg.be – www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3 1. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 WET VAN 29 APRIL 1999 BETREFFENDE DE ORGANISATIE VAN DE ELEKTRICITEITSMARKT ... 4 VERORDENING (EG) 714/2009 VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD VAN 13 JULI 2009 BETREFFENDE DE VOORWAARDEN VOOR TOEGANG TOT HET NET VOOR GRENSOVERSCHRIJDENDE HANDEL IN ELEKTRICITEIT ........................................................................ 5 VERORDENING (EU) 2015/1222 VAN DE COMMISSIE VAN 24 JULI 2015 TOT VASTSTELLING VAN RICHTSNOEREN BETREFFENDE CAPACITEITSTOEWIJZING EN CONGESTIEBEHEER .................... 6 2. ANTECEDENTEN............................................................................................................................... 7 Algemeen................................................................................................................................. 7 Raadpleging ............................................................................................................................. 9 3. ANALYSE VAN HET VOORSTEL ....................................................................................................... 15 Dynamic Line Rating .............................................................................................................. 15 Ampacimon ........................................................................................................................... 15 Elia ......................................................................................................................................... 16 Analyse van het DLR Voorstel................................................................................................ 18 4. 3.4.1. Elia ................................................................................................................................. 18 3.4.2. CREG .............................................................................................................................. 19 CONCLUSIE .................................................................................................................................... 29 REFERENTIES.......................................................................................................................................... 30 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 31 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 32 Niet-vertrouwelijke versie 2/32 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (hierna: “CREG”) onderzoekt hierna de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR (hierna: “Elia”) voor een methodologie voor het gebruik van Dynamic Line Rating (DLR) in de capaciteitsberekening (hierna: “het DLR Voorstel”). Dit gebeurt op basis van artikel 23, tweede lid, 36° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: “de Elektriciteitswet”). De CREG ontving het DLR Voorstel van Elia op 21 april 2017 per brief, in het Engels. Deze beslissing is opgesplitst in vier delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijk kader. In het tweede deel worden de antecedenten en de openbare raadpleging van deze beslissing toegelicht. In het derde deel ontleedt de CREG de voorgestelde methodologie en het vierde deel, ten slotte, bevat de eigenlijke beslissing. De onderhavige beslissing werd door het Directiecomité van de CREG goedgekeurd op de vergadering van 5 oktober 2017. Niet-vertrouwelijke versie 3/32 1. WETTELIJK KADER Dit hoofdstuk bepaalt het wettelijk kader dat toepasselijk is op Elia’s voorstel en dat de basis vormt van deze ontwerpbeslissing. Het wettelijk kader bestaat uit Belgische en Europese wetgeving. WET VAN 29 APRIL 1999 BETREFFENDE DE ORGANISATIE VAN DE ELEKTRICITEITSMARKT In Artikel 8 van de Elektriciteitswet worden aan Elia een aantal taken toegewezen, in het bijzonder met betrekking tot de berekening van de zoneoverschrijdende transmissiecapaciteiten. Art. 8. § 1. Het beheer van het transmissienet wordt waargenomen door één enkele beheerder, aangewezen overeenkomstig artikel 10. De netbeheerder staat in voor de exploitatie, het onderhoud en de ontwikkeling van het transmissienet, met inbegrip van de koppellijnen daarvan naar andere elektriciteitsnetten, teneinde de continuïteit van de voorziening te waarborgen. Hiertoe wordt de netbeheerder onder meer met de volgende taken belast: (…) 11° het publiceren van normen voor het plannen, uitbaten en de veiligheid die worden aangewend, met inbegrip van een algemeen plan voor de berekening van het totaal transfertvermogen en de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie op basis van de elektrische en fysische karakteristieken van het net; (…) 14° het publiceren van een algemene beschrijving van de methode voor het beheer van de congestie die in verschillende omstandigheden wordt toegepast om de capaciteit die op de markt beschikbaar is te maximaliseren, evenals een algemeen plan voor de berekening van de interconnectiecapaciteit op de verschillende vervaldata, gebaseerd op de elektrische en fysische karakteristieken van het net; § 1bis. In het kader van de in § 1 bedoelde taken zet de netbeheerder zich in de eerste plaats in om de marktintegratie te bevorderen. Hiertoe zorgt de netbeheerder voor de nodige coördinatie met de beheerders van de naburige transmissienetten van Noordwest-Europa, namelijk Nederland, Luxemburg, Frankrijk en Duitsland, alsook met andere relevante Europese netbeheerders, met het oog op de inwerkinstelling van een gemeenschappelijke gecoördineerde methode en procedure voor het beheer van de congestie voor de toekenning van capaciteiten die vervallen na een termijn van één jaar, één maand en één dag. De netbeheerder ziet erop toe dat deze coördinatie alle stappen van het proces dekt, vanaf de berekening van de capaciteiten en de optimalisering van de toekenning tot de veilige uitbating van het net, met een precieze verdeling van de verantwoordelijkheden, en dat dit onder meer het volgende omvat: (…) De netbeheerder maakt eveneens alle nuttige gegevens openbaar betreffende de grensoverschrijdende uitwisselingen op basis van de best mogelijke vooruitzichten en van alle nuttige gegevens die door de marktoperatoren worden medegedeeld. De netbeheerder maakt ten minste de volgende gegevens openbaar: (…)

1. d)elke dag: de transmissiecapaciteiten op één dag en gedurende de dag die ter beschikking staan van de markt voor elke tijdseenheid van de markt, rekening houdend met het geheel van de dagreservaties op nettobasis, dagproductieprogramma's, vooruitzichten betreffende de vraag en de planning van onderhoudswerkzaamheden van het net; Niet-vertrouwelijke versie 4/32
2. e)de totale capaciteit die reeds werd toegekend per tijdseenheid van de markt, en alle nuttige voorwaarden waarbij deze capaciteit kan worden aangewend (bijvoorbeeld de evenwichtsprijs van de veilingen, de verplichtingen betreffende de modaliteiten voor het gebruik van de capaciteit, enz.) om de eventuele restcapaciteit te bepalen; (…) Artikel 23 van de Elektriciteitswet geeft de bevoegdheid aan de CREG om te oordelen over de regels die de netbeheerder, in casu Elia, hanteert voor congestiebeheer en capaciteitsberekening in van haar transmissienetwerk en de koppellijnen naar andere elektriciteitsnetten. Art. 23. § 2. De commissie is belast met een raadgevende taak ten behoeve van de overheid inzake de organisatie en werking van de elektriciteitsmarkt, enerzijds, en met een algemene taak van toezicht en controle op de toepassing van de betreffende wetten en reglementen, anderzijds. Te dien einde zal de commissie: (…) 36° toezien op het congestiebeheer van het transmissienet, met inbegrip van de interconnecties, en de invoering van de regels voor het congestiebeheer. De commissie brengt de Algemene Directie Energie hiervan op de hoogte. De netbeheerder dient bij de commissie, ten behoeve van dit punt, zijn ontwerp van regels voor congestiebeheer in, met inbegrip van de toewijzing van capaciteit. De commissie kan hem op een met redenen omklede wijze verzoeken om zijn regels te wijzigen, met inachtneming van de congestieregels die werden vastgelegd door de buurlanden waarvan de interconnectie betrokken is en in samenspraak met het ACER; (…) 38° keurt het algemeen plan goed voor de berekening van de totale overdrachtscapaciteit en van de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie vanuit elektrische en fysische kenmerken van het net dat gepubliceerd wordt door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, §1, derde lid, 11°; (…) 40° voert een beoordeling uit van het algemeen plan voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de verschillende termijnen, gebaseerd op de elektrische en fysische karakteristieken van het net, gepubliceerd door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, §1, derde lid, 14°; 41° voert een appreciatie uit van de manier waarop de netbeheerder alle nuttige gegevens openbaar maakt betreffende de grensoverschrijdende uitwisselingen op basis van de best mogelijke vooruitzichten met toepassing van artikel 8, §1bis, derde lid; VERORDENING (EG) 714/2009 VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD VAN 13 JULI 2009 BETREFFENDE DE VOORWAARDEN VOOR TOEGANG TOT HET NET VOOR GRENSOVERSCHRIJDENDE HANDEL IN ELEKTRICITEIT Artikel 16 van Verordening (EG) 714/2009 stelt de algemene beginselen inzake congestiebeheer vast. Deze beginselen gelden voor alle TSB’s op Unieniveau. Het vierde lid bepaalt dat de TSB verplicht is om de maximale transmissiecapaciteit aan de markt ter beschikking te stellen. Deze verplichting geldt zowel op zoneoverschrijdende lijnen als op interne transmissielijnen waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd: Art. 16. 3. Marktspelers krijgen de beschikking over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de maximale capaciteit van de transmissienetwerken waarmee grensoverschrijdende stromen worden verzorgd, zulks in overeenstemming met de voor een bedrijfszekere exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen. Niet-vertrouwelijke versie 5/32 Als Bijlage 1 aan Verordening (EG) 714/2009 werden een aantal “Richtsnoeren voor congestiebeheer en toewijzing van beschikbare overdrachtcapaciteit van interconnecties tussen nationale systemen” toegevoegd. 1. Algemene bepalingen (…) 1.4. In geval van structurele congestie passen de transmissiesysteembeheerders onmiddellijk de vooraf vastgestelde en overeengekomen methoden en afspraken voor congestiebeheer toe. De congestiebeheermethoden moeten ervoor zorgen dat de fysieke elektriciteitsstromen die gepaard gaan met alle toegewezen transmissiecapaciteit voldoen aan de veiligheidsnormen van het netwerk. (…) 1.10. De nationale regulerende instanties zullen regelmatig de methoden voor congestiebeheer evalueren, waarbij zij met name aandacht zullen besteden aan de naleving van de beginselen en regels die in deze verordening en deze richtsnoeren zijn vastgelegd en aan de voorwaarden die de regulerende instanties zelf hebben vastgesteld op basis van die beginselen en regels. In het kader van een dergelijke evaluatie moeten alle marktspelers worden geraadpleegd en moeten gerichte studies worden uitgevoerd. VERORDENING (EU) 2015/1222 VAN DE COMMISSIE VAN 24 JULI 2015 TOT VASTSTELLING VAN RICHTSNOEREN BETREFFENDE CAPACITEITSTOEWIJZING EN CONGESTIEBEHEER Hoewel het wettelijk kader van Verordening (EU) 2015/1222 (hierna: de “CACM Verordening”) niet van toepassing is op de marktkoppeling van de CWE regio, worden een aantal relevante bepalingen hierna herhaald. De CWE day-ahead marktkoppeling kan immers worden beschouwd als een vrijwillig pilootproject waarop de day-ahead en intraday marktkoppeling in de Core capaciteitsberekeningsregio, in overeenstemming met Artikel 20, lid 2, zal worden gebaseerd. Artikel 21, eerste lid,
3. b)van de CACM Verordening beschrijft de elementen die moeten worden beschreven in de capaciteitsberekeningsmethodologie voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek. De gebruikte inputparameters voor de capaciteitsberekening, waaronder Imax en Fmax in een stroomgebaseerde methodologie, dienen aldus in detail te worden beschreven en, voor zover mogelijk, geharmoniseerd tussen alle TSB’s van een capaciteitsberekeningsregio. Artikel 21: Methodologie voor capaciteitsberekeningen 1. Het overeenkomstig artikel 20, lid 2, bepaalde voorstel voor een gemeenschappelijke capaciteitsberekeningsmethodologie voor een bepaalde capaciteitsberekeningsregio omvat minimaal de volgende elementen voor elk capaciteitsberekeningstijdsbestek:
4. a)(…)
5. b)Een gedetailleerde beschrijving van de capaciteitsberekeningsaanpak die de volgende aspecten omvat: (
6. i)een wiskundige beschrijving van de gebruikte capaciteitsberekeningsaanpak met verschillende capaciteitsberekeningsinputs; (
7. ii)(…) (…) 4. Alle TSB’s in elke capaciteitsberekeningsregio gebruiken voor zover mogelijk geharmoniseerde capaciteitsberekeningsinputs. (…) Niet-vertrouwelijke versie 6/32 2. ANTECEDENTEN ALGEMEEN In september 2014 publiceerde de CREG een reeks aanbevelingen1 die, in de context van de problematiek van stroomschaarste of stroomtekort, volgens haar wenselijk en zelfs noodzakelijk waren om de marktwerking en het evenwicht tussen de vraag en het aanbod van elektriciteit te verbeteren. Binnen deze oefening werd voor het eerst het bestaan en het gebruik van Dynamic Line Rating (DLR) voorgesteld om de interconnectiecapaciteit met de naburige regelzones te maximaliseren. Sinds eind 2014 gebruikt Elia, voor de opvolging van de toegestane ampaciteit van een aantal transmissielijnen op de grenzen met Nederland en Frankrijk, de technologie van Ampacimon. Deze technologie bestaat uit het installeren van sensoren en software voor het voorspellen van de ampaciteit op deze transmissielijnen. De sensoren van Ampacimon meten de sag ofwel de doorzakking tussen het hoogste en laagste punt van een transmissielijn. Op basis van de doorzakking en de windsnelheid, die ook wordt gemeten, wordt de ampaciteit van de transmissielijn berekend en toegepast in de real-time opvolging van de situatie van het transmissienetwerk. In april 2015 keurde de CREG, via eindbeslissing (B)150423-CDC-14102, de implementatie van een stroomgebaseerde koppeling van de dagmarkten van de regio Centraal-West Europa (hierna: “CWE”) goed. De basis voor de goedkeuringsaanvraag van Elia bestond uit de “Approval Package” die door alle CWE transmissiesysteembeheerders (TSB’
8. s)en beurzen gezamenlijk werd ontwikkeld en ingediend bij de betrokken regulatoren. Binnen de voorgestelde methodologie voor de stroomgebaseerde marktkoppeling, beschreven de TSB’s de benodigde inputparameters voor de capaciteitsberekening. De beschrijving van de parameters Imax en Fmax, als maximale stroom en het maximale elektrische vermogen dat een kritiek netwerkelement kan weerstaan, werd opgenomen in deel 4.1.2 en 4.1.3 van het Approval Document.3 De TSB’s van de CWE regio noteerden hier: “Gezien de thermische limiet en relaisinstelling naargelang van de weersomstandigheden kunnen variëren, wordt Imax doorgaans minstens ieder seizoen vastgelegd. Wanneer de Imax-waarde afhankelijk is van de buitentemperatuur, kan die waarde door de betrokken TSO worden herbekeken indien wordt aangekondigd dat de buitentemperatuur veel hoger of lager zal zijn dan de gangbare seizoenswaarden. Imax wordt niet verminderd met een veiligheidsmarge vermits alle marges zijn ingecalculeerd in de Critical Outage volgens de Flow Reliability Margin (…).” Alle regulerende instanties van de CWE regio keurden deze algemene beschrijving van de inputparameter Imax goed, ondanks het feit dat de specifieke berekeningswijze, die verschilt naargelang de beschouwde TSB, niet werd beschreven. 1 Studie (F)140908-CDC-1352 over de Belgische groothandelsmarkt bij stroomschaarste en stroomtekort Eindbeslissing (B)150423-CDC-1410 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (CentraalWest Europa) 3 Documentation of the CWE FB MC solution as basis for the formal approval request 2 Niet-vertrouwelijke versie 7/32 In haar studie (F)160324-CDC-15204 en nota (Z)160711-CDC-15465 drong de CREG nogmaals aan op het belang van de implementatie van DLR in de capaciteitsberekening. Gezien de redelijk voldoende ervaring die Elia heeft opgedaan in het gebruik van de dynamische limieten voor de toegestane stroom op de kritieke netwerkelementen uitgerust met modules van Ampacimon, kunnen deze limieten op een efficiënte en betrouwbare wijze worden geïmplementeerd in de capaciteitsberekening voor de day-ahead en intraday tijdsbestekken. Sinds eind 2015 ontvangt de CREG, via een maandelijkse rapportering van Elia, een reeks gegevens met betrekking tot de toepassing en monitoring van DLR op de relevante transmissielijnen. Deze gegevens omvatten de real-time dynamische limieten, zoals bepaald door Ampacimon, de voorspellingen van de ampaciteit tot 60 uur voor de reële tijd, de statische seizoenslimieten van deze lijnen en de in reële tijd gemeten fysieke stromen over de lijnen. Deze gegevens worden verder in deze ontwerpbeslissing gebruikt door de CREG ter ondersteuning van de analyse van het DLR Voorstel. In de loop van 2016 werd, bij meerdere gelegenheden (overlegmomenten dd. 25 april 2016 en 18 juli 2016) door Elia en de CREG overeengekomen dat Elia eind 2016 een voorstel ter goedkeuring voor het gebruik van DLR in de capaciteitsberekening zou indienen. Dit voorstel zou een methodologie omvatten die het Elia toelaat om op een efficiënte en veilige wijze de gegevens verkregen uit de DLRanalyses te integreren in de berekening van de beschikbare maximale transmissiecapaciteiten. Elia meldde, op 6 december 2016, aan de CREG dat het, gezien de gespannen situatie op de elektriciteitsmarkten van de CWE regio, op 5 december van start was gegaan met het verhogen van de Fmax van een aantal transmissielijnen, volgens de informatie verkregen uit de DLR-analyses van Ampacimon. Dit werd ook gecommuniceerd aan alle marktdeelnemers via een nieuwsbericht op de website van JAO6, op 2 december 2016. Ter informatie werd ook een beschrijvend document toegezonden, waarin de berekening en de toepassing van deze DLR-gegevens werd beschreven. Een toelichting van de implementatie van deze werkwijze en de situatie waaronder deze (versneld) werd toegepast, werd door Elia tijdens een overlegmoment op 22 december 2016 gebracht. Op 23 februari 2017 verzocht de CREG via brief Elia om een formeel voorstel tot goedkeuring voor een methodologie voor de toepassing van DLR in de capaciteitsberekening in te dienen. De CREG verduidelijkte dat ze, ondanks de snelle toepassing van DLR vanaf 6 december 2016, een uitgebreidere methodologie en goedkeuringsaanvraag vereiste. De CREG beschouwt implementatie van DLR via de hard- en software van Ampacimon immers als een wezenlijke wijziging van de methodologie voor het bepalen van de Imax en Fmax zoals goedgekeurd door alle regulerende instanties van de CWE regio in maart 2015. Elia antwoorde, via brief dd. 17 maart 2017, met de bevestiging van de gemaakte afspraken tussen Elia en de CREG, zoals vermeld in randnummers 14 en 15. Via deze brief gaf Elia formeel de ingebruikname van DLR op een aantal geselecteerde transmissielijnen aan. Elia tekende echter voorbehoud aan tegenover de argumentatie van de CREG, die stelde dat ze de invoering van DLR beschouwde als een wezenlijke wijziging van de berekeningsmethode van de parameters Imax en Fmax in de stroomgebaseerde marktkoppeling. Elia stelde immers dat de implementatie van DLR enkel de operationele berekeningsmethode van een inputparameter wijzigt en niet de goedgekeurde methodologie voor de stroomgebaseerde marktkoppeling. Als gevolg hiervan besloot Elia om geen goedkeuringsaanvraag voor DLR in te dienen. 4 Study (F)160324-CDC-1520 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015 5 Nota (Z)160711-CDC-1546 over de maatregelen voor een verbeterde marktwerking 6 http://jao.eu/news/messageboard/view?parameters={"NewsId"%3A"4885b1cb-9420-40f1-8735a6d10089cad7"%2C"FromMoreJAO"%3A"1"} Niet-vertrouwelijke versie 8/32 In navolging van bovenstaande brieven, deelde de CREG aan Elia de volgende argumenten voor een formele goedkeuringsaanvraag mee in haar brief van 6 april 2017, waarbij de Directeur-Generaal van de FOD Economie, KMO, Middenstand en Energie om formele redenen7 in kopie werd toegevoegd: - De huidige toepassing van DLR (sinds 5 december 2016) resulteert inderdaad, zoals gesteld door Elia, niet in een wijziging van de methodologie voor de stroomgebaseerde marktkoppeling. Echter, een volwaardige implementatie van DLR wijzigt de berekeningswijze van Imax en Fmax, zoals beknopt beschreven in het Approval Document (versie 1 augustus 2014, sectie 4.1.2 en 4.1.3) wel degelijk. - De berekeningswijze van deze en andere, gelijkaardige, inputparameters zijn een individuele, discretionaire bevoegdheid van de individuele TSB en dienen aldus niet, zoals voorgesteld door Elia, op CWE-niveau door alle regulerende instanties te worden goedgekeurd. Voor het goedkeuringsproces en de wettelijke basis verwijst de CREG naar de Elektriciteitswet, Artikel 23, §2, 36°. - Ten slotte herinnerde de CREG eraan dat, gezien Artikel 8, §1, 14° van de Elektriciteitswet, Elia wettelijk verplicht is om de beschikbare transmissiecapaciteit voor de markt te maximaliseren. Op 21 april 2017 diende Elia een formele goedkeuringsaanvraag voor een methodologie voor het gebruik van DLR in de capaciteitsberekening in bij de CREG. Elia stelde echter uitdrukkelijk niet akkoord te gaan met de argumentatie van de CREG, vermeld in randnummer 18. De goedkeuringsaanvraag voor het DLR Voorstel dient te worden gezien als een uitzonderlijke tegemoetkoming aan het verzoek van de CREG. Toekomstige methodologieën met betrekking tot capaciteitsberekening en congestiebeheer zullen door Elia op CWE of Core niveau (waar toepasselijk) in overeenstemming met de CACM Verordening en de FCA Verordening ter goedkeuring bij de CREG worden ingediend. Op 17 juli 2017 besliste het Directiecomité de ontwerpbeslissing (B) 1636 goed te keuren en een openbare raadpleging te organiseren met betrekking tot deze ontwerpbeslissing. Deze openbare raadpleging liep van 26 juli 2017 tot en met 6 september 2017, en gaf alle belanghebbenden de mogelijkheid om opmerkingen te geven aangaande het voorstel van Elia en de ontwerpbeslissing van de CREG. Een overzicht van de antwoorden ontvangen tijdens de openbare raadpleging is te vinden in deel 2.2 van deze beslissing. Het DLR Voorstel omvat, naast de begeleidende brief, een Engelstalige methodologie voor de implementatie en toepassing van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening. Het is dit DLR Voorstel waarop deze beslissing betrekking heeft en die als BIJLAGE 1 wordt toegevoegd. RAADPLEGING Het Directiecomité van de CREG besliste, op grond van artikel 23, §1, van zijn huishoudelijk reglement, in het kader van de onderhavige beslissing een openbare raadpleging te organiseren van Ontwerpbeslissing (B) 1636. Via deze openbare raadpleging werden alle belanghebbenden uitgenodigd om opmerkingen of bedenkingen te formuleren bij het DLR Voorstel van Elia of de ontwerpbeslissing van de CREG, tussen 26 juli 2017 en 6 september 2017. Tijdens de openbare raadpleging ontving de CREG vier antwoorden: van [VERTROUWELIJK], FEBEG, Febeliec en Elia. 7 Artikel 23, §2, 36° van de Elektriciteitswet: “De commissie brengt de Algemene Directie Energie hiervan op de hoogte.” Niet-vertrouwelijke versie 9/32 [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 10/32 In haar antwoord geeft FEBEG aan dat het toepassen van DLR, naar haar mening, een positieve evolutie is in het beter gebruiken van de bestaande interconnectiecapaciteiten. Dit dient echter wel te gebeuren binnen de toelaatbare marges voor een veilige uitbating van het transmissienet. Verder geeft FEBEG aan dat ze van mening is dat:
9. a)Elia dient te worden aangespoord om niet enkel de Forecast Horizon 60h te integreren in de capaciteitsberekening, gezien meer up-to-date en correcte voorspellingen, dichter bij de D2CF, DACF en IDCF beschikbaar zijn. Antwoord CREG: Deze opmerking wordt door de CREG verduidelijkt in voetnoot 14 van de onderhavige beslissing.
10. b)Het gebruik van DLR dient te gericht te zijn op het maximiseren van de beschikbare capaciteit in day-ahead en op het verlichten van de congestie van netwerkelementen die vaak beperkend zijn in de stroomgebaseerde capaciteitsberekening. Antwoord CREG: Deze opmerking werd door de CREG reeds aangehaald en wordt behandeld in punt 7 van deel 3.4.2 van de onderhavige beslissing.
11. c)Het risico op de uitval van een transmissielijn, door het gebruik van niet voldoende conservatieve inschattingen van de ampaciteit, dient te worden bestudeerd. Antwoord CREG: Deze problematiek wordt door de CREG geanalyseerd in punt 4 van deel 3.4.2 van de onderhavige beslissing.
12. d)Het gebruik van DLR dient te worden gecoördineerd met naburige TSB’s en transparant aan de marktdeelnemers worden voorgelegd. Antwoord CREG: De CREG gaat akkoord met de stelling van FEBEG en wijzigt de eigenlijke beslissing in die zin. Febeliec gaf, in haar antwoord aan de CREG, dat het een voorstander is van elke methode die gericht is op het verhogen van de grensoverschrijdende transmissiecapaciteiten die ter beschikking van de markt worden gesteld. Bovendien omvat het antwoord van Febeliec de volgende opmerkingen:
13. a)Één enkele seizoenslimiet voor een kritiek netwerkelement in de capaciteitsberekening is te conservatief. Een dynamische inschatting van deze limieten, bijvoorbeeld door het toepassen van DLR, is meer wenselijk.
14. b)Febeliec gaat akkoord dat bijkomende marges, die niet worden weerspiegeld in de FRM, niet gepast zijn, zeker niet wanneer deze ten koste gaan van de beschikbare interconnectiecapaciteit.
15. c)De vraag aan Elia om te onderzoeken wat de impact van DLR kan zijn op het gebruik van het netwerk om lokale congesties, bijvoorbeeld als gevolg van een hoge infeed van windenergie, te verlichten, wordt gesteund door Febeliec. Antwoord CREG: De CREG neemt akte van het antwoord van Febeliec maar is van mening dat de beslissing naar aanleiding van deze opmerkingen niet dient te worden aangepast, met uitzondering van de verduidelijking in randnummer 65 over interne congesties. In haar antwoord op Ontwerpbeslissing (B) 1636 haalt Elia een aantal punten aan waarop ze niet akkoord kan gaan met de CREG:
16. a)Met betrekking tot de beschouwde periode geeft Elia aan dat deze beperking inderdaad geen probleem vormt voor de validiteit van de geobserveerde resultaten aangezien het net de uren zijn waarop de lijnen zich in niet-gedegradeerde modus bevinden, die relevant zijn voor de Niet-vertrouwelijke versie 11/32 analyses. Echter, het feit dat Elia hierdoor over een beperkte(
17. re)dataset beschikt, is een statistisch probleem om over de significantie van de resultaten te oordelen. Antwoord CREG: Hoewel de statistische significantie van de onderzochte dataset een belangrijk onderdeel van een goed functionerend risicobeheer van de operationele uitbating van het transmissienet vormt, is de CREG niet akkoord dat dit argument dermate doorslaggevend is om een conservatieve afkappingsregel op de statische seizoenslimieten te verantwoorden. [VERTROUWELIJK]
18. b)Elia argumenteert dat de onzekerheid met betrekking tot de reële ampaciteit van een netwerkelement niet in rekening wordt gebracht in het bepalen van de FRM van dit element. Een FRM dient enkel om eventuele verschillen tussen de voorziene en de gerealiseerde elektriciteitsstromen op een lijn op te vangen. Slechts 90% van deze verschillen zijn gedekt door het gebruik van de FRM en het dynamisch variëren van de Imax heeft geen enkele invloed op dit verschil. Antwoord CREG: Indien, zoals Elia aanhaalt in haar antwoord, er geen wezenlijke invloed is van de manier waarop de Imax wordt berekend op de voorziene en reële stromen (en dus de FRM), kan het feit dat de FRM slechts 90% van de afwijkingen tussen de voorziene en reële stromen niet worden gebruikt als verantwoording voor de voorgestelde methodologie. « We merken op dat het variëren van Imax geen enkele invloed heeft op het verschil tussen de voorspelde en reële stromen op deze lijn." Bovendien geeft Elia aan, door deze denkpiste, zelf de regels met betrekking tot het gebruik van de FRM en Imax niet na te leven. "Zoals de CREG aanhaalt, zal de FRM in geen geval de waarde van de door Elia verstrekte seizoensgebonden statische Imax verminderen." (…) "Elia houdt bijgevolg vast aan het toepassen van een regel die toelaat om op een of andere manier de door Ampacimon doorgegeven Imax-voorspellingen te verlagen om de veiligheid van het netwerk te garanderen en met het oog op een maximale verhoging van de Imax die ter beschikking wordt gesteld van Flow-based." De CREG is van mening dat een vermindering van de Imax, zij het statisch of dynamisch, niet dient te gebeuren om de resterende 10% van de onzekerheid met betrekking tot de afwijking tussen voorspelde en reële stromen, te dekken.
19. c)Voor wat betreft de experimentele ervaring met ADR Horizon, geeft Elia aan dat, hoewel ADR Sense reeds lange tijd geïnstalleerd is op een aantal lijnen, dit niet het geval is voor ADR Horizon. Het gebruik van deze software is veel recenter en dient statistisch te worden getest op de robuustheid. Antwoord CREG: Het in de referenties opgenomen artikel van T&D World geeft aan dat de voorspellingen van ADR Horizon wel degelijk statistisch significant en betrouwbaar zijn: "Elia houdt bijgevolg vast aan het toepassen van een regel die toelaat om op een of andere manier de door Ampacimon doorgegeven Imax-voorspellingen te verlagen om de veiligheid van het netwerk te garanderen en met het oog op een maximale verhoging van de Imax die ter beschikking wordt gesteld van Flow-based." [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 12/32
20. d)Elia bevestigt dat de Forecast Horizon soms lager ligt dan de seizoenslimieten die worden gehanteerd terwijl de Forecast 1h bijna altijd hoger is dan deze seizoenslimieten – zelfs in zeer warme dagen. Net daarom geeft Elia aan niet lager dan 90% van de seizoenslimieten te gaan, voor wat betreft de Imax in de capaciteitsberekening, en dat enkel op zeer warme dagen (i.e. +30°C). Elia geeft aan dat het voorstel van de CREG nader onderzocht dient te worden, maar uit een eerste analyse van Elia blijkt dat de bijkomende capaciteiten in de stroomgebaseerde marktkoppeling gemiddeld gezien veel hoger ligt dan in het oorspronkelijke DLR Voorstel, zeker wanneer enkel de piekuren in beschouwing genomen worden. Antwoord CREG: De CREG gaat akkoord dat, in Figuur 3 van de ontwerp- en beslissing, de resultaten voor de gekozen datum (4 november 2016), niet te veralgemenen vallen. Deze dag werd echter bij wijze van voorbeeld (en niet ter veralgemening) gekozen. Dit werd verduidelijkt in randnummer 56. De CREG is van oordeel dat het feit dat een voorspelling van de ampaciteit (hetzij statisch of dynamisch) altijd het risico inhoudt dat deze voorspelling onder de werkelijke ampaciteit ligt. [VERTROUWELIJK] Voor wat betreft de opmerking dat de voorgestelde methodologie tot een hogere Imax zou leiden tijdens de piekuren, stelt de CREG dat dit verder zal worden geanalyseerd (onder meer in randnummer 58) en vraagt de CREG aan Elia om dit verder te onderzoeken.
21. e)Tijdens periodes met koudegolven, gebruikt Elia een afkappingsregel van 110% bovenop de “super winter”-limiet, die reeds 7 tot 10% hoger dan de gewone winterlimiet ligt. Het beperkend effect van de afkappingsregel is dus kleiner dan wat de CREG voorstelt in haar ontwerpbeslissing. Antwoord CREG: De CREG neemt akte van de opmerking van Elia maar bemerkt dat in het oorspronkelijke DLR Voorstel geen indicatie werd gegeven van het cumulatief effect van de “super-winter”-limiet. De CREG gaat akkoord dat, in het geval van extreme koudegolven, de statische “super-winter”-limiet minder conservatief is dan de gebruikelijke seizoenslimieten.
22. f)De operationele veiligheidsregels overeengekomen met ENTSO-E bepalen niet dat het verboden zou zijn om op een dynamische manier de Imax te berekenen. Elia geeft aan dat haar DLR Voorstel gebaseerd is op de eigen voorkeur om geen dynamische wijzigingen door t voeren aan de D2CF, DACF en IDCF bestanden, teneinde het gebruik van het transmissienetwerk en de terbeschikkingstelling van interconnectiecapaciteit aan de markt te optimaliseren. De CREG vraagt zich af waarom Elia de Operational Handbook van ENTSO-E aangeeft als argument ter ondersteuning van de voorgestelde methodologie, terwijl het in haar antwoord het volgende aangeeft: "Elia bevestigt inderdaad dat het niet verboden is om de gegevens van D2CF-, DACF- en IDCFbestanden op een dynamische manier te wijzigen. Zij geef er echter de voorkeur aan dit te doen - hoewel dat niet verplicht is – om het gebruik van haar netwerk en de terbeschikkingstelling van capaciteit voor de markt te optimaliseren." De CREG gaat niet akkoord met de bovenstaande stelling. Het oorspronkelijke DLR Voorstel impliceerde dat volgens de regels van ENTSO-E een dynamische aanpassing van de D2CF, DACF en IDCF niet toegestaan waren, terwijl het antwoord van Elia nu suggereert dat Elia deze dynamische aanpassing toch verbiedt, zelfs als “het niet verplicht is”. Bovendien impliceert Niet-vertrouwelijke versie 13/32 een verbod op de dynamische aanpassing geenszins een optimalisatie van het gebruik van het netwerk alsmede de terbeschikkingstelling van de capaciteit aan de markt.
23. g)Ten slotte geeft Elia aan dat de 24 hoogspanningslijnen die zijn uitgerust met ADR Sense modules, niet noodzakelijk degene zijn die het meest cruciaal zijn in het transmissienetwerk. De lijnen die met deze modules zijn uitgerust zijn diegene die, na een technisch-economische analyse, de grootste meerwaarde van DLR ondervonden. Antwoord CREG: De CREG herhaalt haar vraag om de modules van ADR Sense en de bijhorende ADR Horizon ook toe te passen op de beperkende lijnen in het stroomgebaseerde capaciteitsdomein. Daarnaast verbaast de CREG zich over de tegenstelling tussen de opmerking dat een technisch-economische analyse aangaf waar (i.e. op welke lijnen) de toegevoegde waarde van DLR het hoogst is enerzijds, en het voorstel om deze toegevoegde waarde af te kappen op 5% bovenop de statische seizoenslimiet anderzijds. De CREG is van mening dat het antwoord van Elia, vooral met betrekking tot de al dan niet bijkomende capaciteit op de piekuren, verder onderzoek rechtvaardigt. Voor wat betreft de andere argumenten, is de CREG van mening dat deze in het beste geval onvolledig maar globaal gezien eerder verwarrend en niet constructief zijn, vooral wanneer ze samen met het oorspronkelijke DLR Voorstel worden gelezen. Tot slot merkt de CREG op dat Elia, in haar antwoord op het ontwerpvoorstel van de CREG, geen bezwaar had tegen het verzoek van de CREG om te onderzoeken in welke mate DLR kan worden aangewend om interne congesties in het Belgische netwerk te verlichten, wanneer een sterke windproductie voor gespannen situaties kan zorgen. Omwille van de hierboven vermelde opmerkingen, beslist de CREG om Ontwerpbeslissing (B) 1636 aan te passen, meer specifiek de randnummers 47, 58, 61 en 65 alsook de eigenlijke beslissing. Niet-vertrouwelijke versie 14/32 3. ANALYSE VAN HET VOORSTEL DYNAMIC LINE RATING Dynamic Line Rating (DLR) is een methode om op een dynamische manier de ampaciteit van bovengrondse transmissielijnen te bepalen. De ampaciteit (ofwel ampère capaciteit) van een transmissielijn wordt doorgaans gedefinieerd als de maximale elektrische stroom die door een transmissielijn kan stromen, gegeven het ontwerp en de veiligheidscriteria voor die lijn. De ampaciteit van een transmissielijn wordt, behalve door de karakteristieken van de lijn, ook op een dynamische wijze bepaald door onder meer de omgevingstemperatuur, de zonnestraling en de windsnelheid en -richting. Deze factoren hebben immers allen een invloed op het vermogen van de lijn om de warmte, gegenereerd door de elektrische stroom doorheen de lijn, te absorberen.8 In de huidige day ahead stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsmethode, toegepast door de TSB’s van de CWE regio en beschreven in de Approval Package, wordt de maximale stroom die een lijn kan verdragen gedefinieerd als Imax. Doorgaans wordt deze maximale elektriciteitsstroom (de ampaciteit) bepaald als een vaste waarde per seizoen, gezien de interactie van deze maximale waarde met de weersomstandigheden. In uitzonderlijke omstandigheden, met name gedurende langere periodes met uitzonderlijk koude of warme temperaturen, kan Imax hoger of lager dan de normale seizoenslimiet vastgesteld worden. De TSB’s van de CWE regio stellen in de beschrijving van Imax bovendien dat geen enkele veiligheidsmarge op Imax van toepassing zijn, aangezien alle onzekerheden overwogen worden in de berekening van de Flow Reliability Margin (FRM). De toepassing van DLR houdt in dat, gegeven de omgevingstemperatuur, de windsnelheid en de windrichting ten opzichte van de transmissielijn, de Imax van deze lijn in reële tijd of in de capaciteitsberekening dynamisch wordt bepaald op basis van deze weersomstandigheden. Deze methode staat in contrast met de statische seizoenslimieten van Imax, zoals heden gebruikt door de meeste TSB’s van de CWE regio. AMPACIMON Ampacimon is een Belgisch bedrijf, dat als spin-off van de Universiteit van Luik sinds 2010 systemen aanbiedt die het toelaten op een dynamische wijze de ampaciteit van transmissielijnen te monitoren via de ADR (Ampacimon Dynamic Rating) productlijn. Hiervoor ontwikkelde het modelleringsoftware, monitoringsystemen, en software en algoritmes voor het voorspellen van de ampaciteit als inputparameter voor de capaciteitsberekeningen van transmissie- en distributienetbeheerders. Sinds de winter van 2014 werkt Elia samen met Ampacimon, voor de real-time opvolging van de ampaciteit van acht transmissielijnen van Elia, op de grenzen met Frankrijk en Nederland. Hiertoe werden ADR Sense modules geïnstalleerd op deze transmissielijnen. Deze sensoren meten, aan de hand van de mechanische vibraties in een lijn, de doorzakking (sag) van deze lijn en bijgevolg ook de resterende afstand tussen het laagste punt van de lijn en de ondergrond. 8 PUFFER, R.; SCHMALE, M.; RUSEK, B.; NEUMANN, C. en SCHEUFEN, M.