(B)1732 22 februari 2018 Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de methodologie voor de berekening van de capaciteit in intraday van toepassing op de Belgische grenzen Genomen met toepassing van artikel 15.2 van Verordening (EG) nr. 714/2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, van artikel 5.2 van Bijlage 1 van Verordening (EG) nr.714/2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en de artikelen 176, §2, en 180, §2, van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe Niet-vertrouwelijk 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 1. INLEIDING ........................................................................................................................................ 3 2. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 3. 2.1. Nationaal wettelijk kader ........................................................................................................ 4 2.2. Europees wettelijk kader ......................................................................................................... 4 ANTECEDENTEN............................................................................................................................... 7 3.1. 4. Algemeen................................................................................................................................. 7 BEOORDELING VAN DE VOORGESTELDE METHODE ....................................................................... 9 4.1. Omschrijving van het voorstel ................................................................................................. 9 4.1.1. Inputs ............................................................................................................................... 9 4.1.2. Proces ............................................................................................................................ 10 4.1.3. Output ........................................................................................................................... 10 4.1.4. Back-up en transparantie .............................................................................................. 10 4.2. Analyse van de algemene principes ...................................................................................... 10 4.3. Vragen voor aanpassingen van de voorgestelde methodologie voorafgaand aan de start van toepassing ......................................................................................................................................... 11 4.4. 5. Vragen voor toekomstige verbetering van de voorgestelde methodologie ......................... 12 4.4.1. Verbetering van de flow-based inputparameters in de capaciteitsberekening............ 13 4.4.2. Implementatie van een flow-based gebaseerde allocatie van intraday capaciteiten .. 14 4.4.3. Implementatie van meerdere herberekeningen in intraday......................................... 14 4.4.4. Optimalisatie van de onzekerheidsmarges (“FRM”) ..................................................... 15 4.4.5. Compatibiliteit met een vroegere gate opening time van de intraday marktkoppeling .. ....................................................................................................................................... 15 CONCLUSIE .................................................................................................................................... 16 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 18 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 19 Niet-vertrouwelijk 2/19 1. INLEIDING De COMMISSIE VOOR REGULERING VAN ELEKTRICITEIT EN GAS (CREG) onderzoekt hierna, op basis van artikel 15, §2 van Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad (hierna “de Verordening (EG) 714/2009”) van 13 juli 2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, van artikel 23, §2, 38° en 40° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: de elektriciteitswet) en van artikelen 176, §2 en 180, §2 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang hiertoe (hierna: het technisch reglement), het voorstel van NV Elia System Operator (hierna “Elia”) betreffende de “methodologie voor de capaciteitsberekening voor intraday” (hierna “het voorstel”). Het voorstel betreffende de algemene methodologie voor de capaciteitsberekening voor intraday dat van toepassing is op de Belgische grenzen, werd door Elia ter kennis gebracht bij brief ontvangen op 10 mei 2017. Het betrof toen de Engelstalige versie van de methodologie (“Methodology for capacity calculation for ID timeframe”) en verklarende nota. De CREG ontving op 15 juni 2017, conform aan de overeenkomst tussen de CREG en Elia, een Franstalige versie van de methodologie (“Méthodologie pour le calcul de la capacité infra journalière“), met een aangepaste versie van de verklarende nota. Deze Franstalige versie vormt het onderwerp van de onderhavige beslissing en is bijgevoegd in BIJLAGE 1. Deze eindbeslissing is opgesplitst in vier delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijk kader. In het tweede deel worden de antecedenten van de eindbeslissing toegelicht. Het derde deel gaat over de boordeling van de voorgestelde methodologie. Het vierde deel ten slotte bevat de eigenlijke beslissing. De regulerende instanties van de landen in Centraal-West-Europa (hierna “CWE”) hebben elkaar geraadpleegd en in nauwe coördinatie samengewerkt bij de beoordeling van dit voorstel. Naar aanleiding hiervan is een positie paper opgesteld (“Position Paper by all CWE NRAs on the CWE TSOs proposal for a FB IDCC Methodology”, september 2017). Dit positie paper is ook in bijlage aan dit besluit gehecht. Niet-vertrouwelijk 3/19 2. WETTELIJK KADER 1. De aanvraag van Elia tot goedkeuring van het voorstel betreft een wijziging van de congestiebeheersprocedure. In dit hoofdstuk beschrijf de CREG de bepalingen die gezamenlijk het wettelijk kader vormen voor dit besluit. 2.1. NATIONAAL WETTELIJK KADER 2. Artikel 8 §1 van de Elektriciteitswet schrijft voor dat de netwerkbeheerder belast is met de taak van het publiceren van de normen voor het plannen, uitbaten en de veiligheid die worden aangewend, met inbegrip van een algemeen plan voor de berekening van het totale transfertvermogen en de betrouwbaarheidsmarges van de transmissie op basis van de elektrische en fysische karakteristieken van het net. 3. Artikel 23, §2, 36° van de Elektriciteitswet bepaalt dat de CREG moet toezien op het congestiebeheer van het transmissienet, met inbegrip van de interconnecties, en de invoering van de regels voor het congestiebeheer. Artikel 23, §2, 38° bepaalt dat de CREG het algemeen plan goedkeurt 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°. 4. Artikel 176 §1 van het Technische Reglement specificeert dat de netbeheerders de methodes bepaalt die hij toepast tijdens de evaluatie van de transmissiecapaciteit die hij aan de toegangsverantwoordelijken voor hun energie-uitwisseling met de buitenlandse netten ter beschikking kan stellen. Artikel 176 §2 schrijft voor dat de netbeheerder de methodes bedoeld in §1 door de netbeheerder worden gepubliceerd overeenkomstig artikel 26 van dit besluit en ter kennis van de commissie gebracht. Artikel 180, §2 van het Technische Reglement preciseert dat de methodes voor congestiebeheer, alsook de veiligheidsregels, ter goedkeuring aan de CREG ter kennis gebracht moten worden en gepubliceerd moeten worden overeenkomstig artikel 26. 5. Artikel 177 bepaalt : §1. De methodes, bedoeld in artikel 176, hebben tot doel, een zo groot mogelijke capaciteit van verbindingen ter beschikking stellen en dit op een transparante en nietdiscriminerende wijze, en waarbij de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net worden gewaarborgd. (…) 2.2. EUROPEES WETTELIJK KADER 6. De implementatie van Flow Based marktkoppeling in Day-ahead in Centraal-West-Europa (hierna “CWE DA FBMC”), startte op basis van de Annex discussies eind 2006 van Verordening (EG) 1228/2003 van het Europees Parlement en de Raad van 26 Juni 2003 handelend over de voorwaarden voor toegang tot het netwerk voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit, later vervangen door Verordening (EG) 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreft de voorwaarden voor de toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van Verordening (EG) 1228/2003 (hierna: Verordening (EG) 714/2009). De realisatie van een eenheidsmarkt in elektriciteit in day-ahead en in intraday zijn essentieel in het behalen van de Europese doelstellingen inzake competitiviteit, bevoorradingszekerheid en betaalbaarheid van elektriciteit, zoals beschreven in de Verordening (EG) 2015/1222 van 24 juli 2015 die een richtlijn vastlegt voor de allocatie van capaciteit en voor congestiebeheer of “Capacity Allocation and Congestion management” (hierna: CACM richtlijn). Niet-vertrouwelijk 4/19 7. Artikel 15, eerste en tweede lid, van Verordening (EG) 714/2009 luiden: 1. De transmissiesysteembeheerders voorzien in mechanismen voor coördinatie en uitwisseling van informatie teneinde in het kader van congestiebeheer in te staan voor de zekerheid van de netwerken. 2. De door de transmissiesysteembeheerders gehanteerde veiligheids-, operationele en planningsnormen worden openbaar gemaakt. Dit omvat tevens een algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transmissiebetrouwbaarheidsmarge, een en ander gebaseerd op de elektrische en fysieke eigenschappen van het netwerk. Dergelijke modellen moeten door de regulerende instanties worden goedgekeurd. (…) 8. Artikel 16, eerste, tweede en derde lid, van Verordening (EG) 714/2009 luiden: 1. Congestieproblemen van het netwerk worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktspelers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Bij voorkeur dienen netcongestieproblemen te worden opgelost met van transacties losstaande methoden, d.w.z. methoden waarbij geen keuze tussen de contracten van afzonderlijke marktspelers behoeft te worden gemaakt. 2. Procedures om transacties te beperken worden slechts toegepast in noodsituaties, wanneer de transmissiesysteembeheerder snel moet optreden en redispatching of compensatiehandel niet mogelijk is. Dergelijke procedures worden op niet-discriminerende wijze toegepast. Behoudens in geval van overmacht worden marktspelers met een capaciteitstoewijzing voor een eventuele beperking vergoed. 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. (...)” 9. Bijlage 1 bij Verordening (EG) 714/2009 bepaalt onder meer het volgende: Artikel 1.7 : Bij het definiëren van passende netwerkgebieden waarop en waartussen congestiebeheer van toepassing is, moeten de transmissiesysteembeheerders zich laten leiden door de beginselen van rendabiliteit en minimalisering van de negatieve gevolgen voor de interne markt voor elektriciteit. Met name mogen transmissiesysteembeheerders de interconnectiecapaciteit niet beperken om congestie binnen hun eigen controlegebied op te lossen, behalve om de hierboven vermelde redenen en redenen van operationele veiligheid en moeten de transmissiesysteembeheerders ze beschrijven en alle systeemgebruikers hiervan op transparante wijze in kennis stellen. Een dergelijke situatie wordt alleen getolereerd zolang geen oplossing op lange termijn is gevonden. De methoden en projecten waarmee zo’n oplossing kan worden bereikt, worden door de transmissiesysteembeheerders beschreven en op transparante wijze aan de systeemgebruikers gepresenteerd.” (...) Artikel 3.5: Ter bevordering van eerlijke en doeltreffende mededinging en grensoverschrijdende handel, dient de in punt 3.2 beschreven coördinatie tussen de transmissiesysteembeheerders binnen de gebieden alle stappen te bestrijken, gaande van capaciteitsberekening en optimalisering van toewijzing tot veilige exploitatie van het netwerk, en worden de verantwoordelijkheden duidelijk verdeeld. Deze coördinatie heeft met name betrekking op:
- a)het gebruik van een gemeenschappelijk transmissiemodel dat doeltreffend omspringt met fysieke loop-flows en rekening houdt met de verschillen tussen fysieke en commerciële stromen; Niet-vertrouwelijk 5/19
- b)de toewijzing en nominering van capaciteit om doeltreffend om te springen met onderling afhankelijke fysieke loop-flows; (...)
- g)de verificatie van de stromen om te voldoen aan de eisen inzake netwerkbeveiliging voor operationele planning en realtime-exploitatie; (...).” Artikel 5.2: Transmissiesysteembeheerders publiceren een algemene beschrijving van de congestiebeheermethoden die in diverse omstandigheden worden toegepast om zoveel mogelijk capaciteit ter beschikking te stellen van de markt, alsook een algemeen systeem voor de berekening van de interconnectiecapaciteit voor de verschillende tijdsbestekken, gebaseerd op de werkelijke elektrische en fysische toestand van het netwerk. Een dergelijk systeem moet door de regulerende instanties van de lidstaten worden beoordeeld. Niet-vertrouwelijk 6/19 3. ANTECEDENTEN 3.1. ALGEMEEN 10. Sinds 2007 zijn de elektriciteitsmarkten in de CWE regio, bestaande uit de grenzen tussen België, Nederland, Frankrijk en de zone Duitsland/Luxemburg/Oostenrijk, met elkaar gekoppeld. De berekening van de beschikbare capaciteit voor marktkoppeling vormt een fundamenteel element in het beheer van het transmissienetsysteem. Onder de beperking van het respecteren van de netveiligheid, dienen de waarden van de berekende capaciteiten die beschikbaar gesteld worden aan de markt, te worden gemaximaliseerd. 11. Sinds 21 mei 2015 gebeurt de berekening en de allocatie van de transmissiecapaciteit voor de day-ahead marktkoppeling in de CWE-regio op basis van de flow-based marktkoppeling (FBMC). Hierbij worden rechtstreeks de net export posities van de betrokken bieding zones geoptimaliseerd in functie van de gegenereerde welvaartswinst, rekening houdende met de beschikbare transmissiecapaciteit op de door transmissienetwerkbeheerders aangeduide relevante netwerkelementen. Voor de marktkoppeling in intraday, wordt nog steeds de Available Transmission Capacity (hierna: ATC) methode gebruikt. Hierbij worden waarden voor de beschikbare transmissiecapaciteit per grens en per richting gedefinieerd, al dan niet op gecoördineerde wijze tussen de betrokken transmissiesysteembeheerders. 12. Op dit ogenblik zijn deze ATC-waarden de residuele capaciteit van de day-ahead marktkoppeling. Er wordt geen herberekening uitgevoerd op basis van de resultaten van de day-ahead marktkoppeling of geactualiseerde gegevens betreffende de vraag of de productie. De huidige intraday ATC-waarden zijn dus bepaald op basis van de geschatte inputs in D-2. 13. De methodologie voor de CWE day-ahead flow-based marktkoppeling (verder: CWE DA FBMC), werd in maart 2015 door de CWE transmissienetbeheerders ter goedkeuring aan de CWE regulatoren voorgesteld. In haar beslissing 1410 van 23 april 2015, keurde de CREG de CWE DA FBMC methodologie niet goed omwille van belangrijke niet-conformiteiten ten opzichte van het wetgevend kader. De implementatie van CWE DA FBMC werd echter wel goedgekeurd, conditioneel aan voorwaarden waaronder 15 punten die opgenomen zijn in een gemeenschappelijke positie paper van de CWE Regulatoren (“Position paper of CWE NRAs on Flow-Based Market Coupling, maart 2015). 14. Een van de voorwaarden, vermeld in paragraaf 9.2 van de gemeenschappelijke positie paper “Position paper of CWE NRAs on Flow-Based Market Coupling”, was de implementatie van een herberekening van de ATC-waarden voor intraday op basis van geactualiseerde inputs over het netwerk, de vraag en de productie en dit voor november 2015. Paragraaf 9.2 herinnert aan de voorwaarden gesteld in Artikel 1.9 van de Bijlage 1 van Verordening (EG) 714/2009 betreffende de implementatie van een gecoördineerde allocatie in intraday, en de provisies gesteld in Artikels 14.2 en 21 van de CACM Regulering die een flow-based gebaseerde intraday marktkoppeling vooropstelt. In paragraaf 9.2 benadrukken de CWE regulatoren daarom dat ze de gevraagde herberekening van de capaciteiten en vertaald in ATC-waarden slechts als een interim-oplossing beschouwen die echter, gezien de grotere beschikbaarheid aan informatie bij de herberekening, moet leiden tot een grotere capaciteit voor intraday. 15. In November 2015 legden CWE TNBs een voorstel voor betreffende een algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge (“Methodology for Capacity calculation for ID timeframe”). In haar beslissing 1479 van 3 maart 2015 keurde de CREG de methodologie af omdat niet aan de vereisten werd voldaan. Gezien het echter een verbetering ten opzichte van de bestaande methode betrof, keurde de CREG de implementatie ervan wel goed. Niet-vertrouwelijk 7/19 16. In januari 2017 herhaalden CWE regulatoren in een brief naar de CWE TNBs de vraag voor een gecoördineerde herberekening van de intraday-capaciteit in de CWE-regio, zoals aangegeven als voorwaarde in de gemeenschappelijke positie paper, paragraaf 9.2. 17. In de eerste maanden van 2017 ontwikkelden de CWE TNBs gezamenlijk de ontwerpvoorstellen voor de gecoördineerde flow-based berekening van de intraday capaciteit. Deze methodologie was het onderwerp van een publieke consultatie door Elia van 1 maart tot 15 maart 2017. 18. CWE regulatoren publiceerden op 31 maart 2017 een gecoördineerde shadow opinion op het geconsulteerde voorstel. CWE regulatoren identificeerden hierin verschillende punten die – indien ongewijzigd – een goedkeuring van het voorstel in de weg zouden staan. Onder meer werd in §3.2.3 van de shadow opinion aangegeven dat de methodologie voor het bepalen van de ATC-waarden uit het intraday flow-based domein integraal deel dient uit te maken van de methodologie en in detail dient te worden beschreven. Ook werd het voorstel van een discretionaire TNB bevoegdheid om de bekomen ATC-waarden al dan niet te accepteren of terug te brengen tot de residuele ATC-waarde uit de day-ahead, geweigerd. Het voorstel van CWE TNBs om manueel het resultaat van de berekende waarden te overschrijven werd ook door de markpartijen tijdens het consultatieproces onaanvaardbaar geacht in het licht van welvaart, efficiëntie en transparantie. 19. Op 9 mei 2017 heeft Elia een methodologie voor een gecoördineerde herberekening van de intraday-capaciteiten in de CWE-regio ter goedkeuring aan de CREG voorgelegd. 20. Via een gezamenlijke position paper gaven alle regulerende instanties van de CWE regio, op 15 september 2017, aan akkoord te gaan met de door de CWE TNBs voorgestelde methodologie. Deze position paper is toegevoegd aan deze beslissing, in BIJLAGE 2. Niet-vertrouwelijk 8/19 4. BEOORDELING VAN DE VOORGESTELDE METHODE 4.1. OMSCHRIJVING VAN HET VOORSTEL 21. In het voorstel hebben de TNBs de capaciteitsberekeningsmethodologie beschreven. Daarbij hebben zij de inputs, het proces, de outputs, de back-up en de transparantieprocedures beschreven. 4.1.1. Inputs 22. De inputs zijn de onderwerpen die de TNBs moeten bepalen en die worden gebruikt als input voor de berekeningen. Dit zijn ten eerste de kritieke netwerkelementen (critical network elements, hierna: CNE). Dat zijn netwerkelementen die significant worden beïnvloed door grensoverschrijdende handel of door remediërende maatregelen (remedial actions). In de methodologie worden de parameters van de kritieke netwerkelementen beschreven. De tweede vorm van inputs zijn onvoorziene gebeurtenissen (contingencies), zoals een trip van een lijn of transformator. De kritieke netwerkelementen en onvoorziene gebeurtenissen worden gecombineerd vastgesteld als CNECs. 23. De derde vormen van inputs zijn de maximale stroom op een kritiek netwerkelement (hierna: Imax) en de maximaal toelaatbare elektriciteitsstroom (hierna: Fmax). De Imax hangt onder meer af van weersomstandigheden. Deze wordt vastgesteld in Ampère. Daaruit wordt de Fmax berekend, die wordt vastgesteld in MegaWatt (hierna: MW). 24. De TNBs stellen individueel een netwerkmodel op, dat wordt samengevoegd tot een gemeenschappelijk netwerkmodel (Common Grid Model). Vervolgens worden ook (mogelijke) remediërende maatregelen (remedial actions, hierna RA’
- s)opgenomen in het model. 25. Daarnaast kan een TSB besluiten om de overgebleven marge (Remaining Available Margin, hierna: RAM) te verhogen of te verlagen. Dat is de Final Adjustment Value (hierna: FAV). 26. De veranderingssleutel betreffende opwekking (Generation Shift Key, hierna: GSK) bevat de relatie tussen de verandering van een nettopositie in een marktgebied en de verandering in output van de productie-installaties in dat marktgebied. De GSK is nodig om de beste voorspelling te geven van de impact van een verandering in de nettopositie van een marktgebied op een kritiek netwerkelement. 27. Voor elk kritiek netwerkelement wordt vervolgens een betrouwbaarheidsmarge (Flow Reliability Margin, hierna: FRM) vastgesteld. In de capaciteitberekeningsprocessen worden inschattingen gemaakt die noodzakelijk zijn voor een capaciteitsbepalingsmethodiek. Die inschattingen leiden tot een onzekerheid. Deze onzekerheid dient te worden gekwantificeerd en meegenomen in de bepaling van het capaciteitsdomein om te voorkomen dat, op de dag van uitvoering, de stromen groter zijn dan de toegestane stromen door het netwerkelement. Daarom berekent iedere TSB voor ieder kritiek netwerkelement een betrouwbaarheidsmarge. De betrouwbaarheidsmarge beperkt bijgevolg de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit per kritiek netwerkelement, omdat een gedeelte van de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit voor capaciteitsallocatie wordt gereserveerd om met de onzekerheden om te kunnen gaan. 28. Naast deze inputs per kritiek netwerkelement stellen TSBs in hun voorstel voor dat ze importlimieten (external constraints) kunnen toevoegen in de flow-based capaciteitsberekening om de veilige werking van het net te garanderen. Een TSB kan deze bijvoorbeeld inroepen omdat marktresultaten zouden leiden tot stabiliteitsproblemen, of omdat marktresultaten te ver van de referentiestromen liggen. Niet-vertrouwelijk 9/19 4.1.2. Proces 29. De inputs worden samengevoegd. Daarna worden de resultaten gekwalificeerd. Daarbij wordt de gealloceerde capaciteit opgenomen in de berekening en wordt gekeken of de capaciteit kan worden vergroot door bijvoorbeeld RA’s. Vervolgens wordt het flow-based domein berekend. 30. Vervolgens wordt berekend wat de Power Transfer Distribution Factor (hierna: PTDF) is voor elke hub in de CWE-zone, wat de RAM is en welke CNECs het domein beperken. Ten slotte wordt de gegenereerde capaciteit gevalideerd, om te kijken of de berekende capaciteit past binnen het veiligheidsbeleid van TNBs. Als dit om uitzonderlijke redenen niet het geval zou zijn, kunnen TNBs het domein aanpassen. Deze uitzonderlijke situaties worden door TNBs gemeld voor monitoring. 4.1.3. Output 31. Na validatie is het flow-based domein bekend. Hiermee kan de intraday capaciteit worden afgeleid. Eerst wordt de RAM aangepast aan de nettopositie op het moment van de berekening. Uit de marge wordt vervolgens een intraday Available Transfer Capacity (hierna: ATC) domein berekend, met een ATC-waarde voor elke grens in elke richting. Deze waarde wordt aan het allocatieplatform JAO doorgegeven. 4.1.4. Back-up en transparantie 32. Als het proces van de capaciteitsberekening faalt, wordt de laatst berekende capaciteit aan het allocatieplatform gegeven. In dat geval zal dus de via de day-ahead capaciteitsberekening berekende capaciteit worden doorgegeven. 33. Uit het voorstel blijkt dat de transparantie van de parameters (bijvoorbeeld de FRM, de FAV en de RAM) minstens hetzelfde is als de transparantie voor flow-based day-ahead. 4.2. ANALYSE VAN DE ALGEMENE PRINCIPES 34. De CACM Verordening bepaalt dat de flow-based intraday capaciteitsberekeningsmethodologie moet worden ontwikkeld binnen de CORE-regio. De regulatoren van de CWE-zone hebben echter aan de TNBs laten weten dat dit niet in de weg staat aan de verbetering van de huidige flow-based methodologie. Daaronder valt ook de invoering van flow-based voor intraday in de CWE-zone. 35. Momenteel wordt voor de intraday handel gebruik gemaakt van de capaciteit die is overgebleven uit flow-based day-ahead. In plaats van de overgebleven capaciteit te gebruiken, herberekent de voorgestelde flow-based intraday methodologie de capaciteit voor de intraday handel, op een soortgelijke manier als flow-based voor day-ahead. Het voordeel is dat deze berekening dichter op het moment van levering plaatsvindt en dus rekening kan houden met de laatste prognoses voor productie en afname. Met name zijn de resultaten van de day-ahead marktkoppeling (i.e. de zogenaamde day-ahead clearing point) gekend en kunnen de productie van wind- en zonne-energie beter worden voorspeld. Niet-vertrouwelijk 10/19 36. CREG stelt vast dat het voorstel van Elia voldoet aan de minimale voorwaarden vastgelegd in de Common Position Paper van maart 2015, paragraaf 9.2, met betrekking tot de berekening van de intraday-capaciteiten, namelijk een systematische en gecoördineerde berekening van de ATC-waarden voor, gebaseerd op een gemeenschappelijk netwerkmodel waarvan de inputs geactualiseerd zijn ten opzichte van het day-ahead netwerkmodel. 37. CREG stelt vast dat het voorstel van Elia, rekening houdend met de feedback van marktspelers tijdens de consultatieronde en met paragraaf §3.2.3 van de shadow opinion van de CWE regulatoren van maart 2017 (zie randnummer 18), (
- i)de beschrijving van de methodologie voor de extractie van ATC-waarden uit het intraday flow-based domein heeft toegevoegd alsook (
- ii)de mogelijkheid voor een TNB om de bekomen waarden naar beneden aan te passen, heeft verwijderd. 38. CREG stelt vast dat de methodologie gebaseerd is en verder bouwt op de methodologie voor de capaciteitsberekening in day-ahead, die in de CREG beslissing 1410 niet werd goedgekeurd. Bijgevolg, en in lijn met deze beslissing, is de CREG van oordeel dat de voorgestelde methodologie niet volledig in overeenstemming is met de artikelen 16.1 en 16.3 van de Verordening (EG) 714/2009 en met de artikelen 1.7 en 3.5 van de Bijlage 1 bij de Verordening (EG) 714/2009. 39. CREG heeft in nauwe samenwerking met CWE regulatoren vastgesteld dat de methodologie nog verbeterd en meer in detail dient beschreven te worden. Het resultaat van deze coördinatie is opgenomen in een gemeenschappelijke positiepaper “Position Paper by all CWE NRAs on the CWE TSOs proposal for a FB IDCC Methodology”. Deze maakt deel uit van deze beslissing en is terug te vinden in BIJLAGE 2. 40. In lijn met deze gemeenschappelijke visie van CWE regulatoren, vraagt de CREG aan Elia om verbeteringen aan te brengen aan zowel de beschrijving van de methodologie als aan de methodologie zelf. De verbeteringen die de CREG aan Elia vraagt voorafgaand aan de start van de toepassing van de voorgestelde methode, zijn hieronder samengevat in Sectie 4.3. De verbeteringen die de CREG aan Elia vraagt opdat de methodologie zou voldoen aan het toekomstig wettelijk kader, zijn samengevat in Sectie 4.4. 41. De verbeteringen vereist voor de start van de toepassing van de methodologie kunnen worden aan het licht gebracht en gestaafd aan de hand van de resultaten van de simulaties (parallelle run), gestart in november 2017. 4.3. VRAGEN VOOR AANPASSINGEN VAN DE VOORGESTELDE METHODOLOGIE VOORAFGAAND AAN DE START VAN TOEPASSING 42. De CREG vraagt aan Elia om de inhoud van de methodologie voor de capaciteitsberekening in intraday in de CWE regio in meer detail te preciseren, rekening houdend met de testresultaten die beschikbaar zijn op basis van de parallelle run als met het geheel van vragen hieronder opgelijst. 43. De methodologie voor de intraday capaciteitsberekening in de CWE-regio wordt door de CWE netbeheerders getest op basis van de parallelle runs, gestart in november 2017. De CREG is van mening dat deze testen fundamenteel zijn om de performantie van de methodologie te evalueren over een voldoende lange periode. Deze testresultaten laten toen om de methodologie en de beschrijving ervan verder te verfijnen in het kader van de herevaluatie van het voorstel door de CREG drie maanden voor de geplande startdatum. Deze herevaluatie door de CREG is noodzakelijk gezien de in deze beslissing gespecifieerde vragen voor aanpassingen voorafgaand aan de start van de implementatie. Niet-vertrouwelijk 11/19 44. De CREG vraagt Elia bovendien om de beschrijving van de voorgestelde methode te verbeteren. Uiterlijk drie maanden voor de start van de toepassing van de intraday capaciteitsberekening in Centraal-West-Europa dient de CREG een gewijzigd voorstel te ontvangen waarin: - Onder paragraaf “3.1.3 Day ahead Common Grid Model” van het voorstel wordt toegevoegd dat de day-ahead congestion forecast (DACF) tenminste het volgende omvat: • Een update van de veranderingssleutels betreffende de opwekking (GSKs), gebaseerd op de resultaten van de day-ahead marktkoppeling; • Een update van de PST tab posities en netwerktopologie; • Een update van de basislast en RES voorspellingen; en • De update van de remediërende maatregelen (RA’
- s)na de day-ahead MCP (“market clearing point”) inclusion, om te verzekeren dat de DACF de RA’s bevat die al voor het day-ahead flow-based domein worden gebruikt (zoals in het geval van LTA inclusie) - In paragraaf “3.1.7 Flow Reliability Margin” wordt omschreven hoe de FRM waarden voor intraday worden berekend aan de hand van de DACF gegevens. Hierin is in ieder geval opgenomen welke stromen worden gebruikt (bijvoorbeeld N, N-1, gemiddelde of maximale stromen) en de toegepaste risiconiveaus. Elia wordt verzocht om hierbij zoveel als mogelijk te harmoniseren met de andere netbeheerders in Centraal-West-Europa. - Het proces van de Remedial Action Optimization (RAO) wordt beschreven, waarbij ten minste zal worden ingegaan op: - • De lijst van remedial actions die voor gecoördineerd gebruik worden meegenomen; • De methodologie die iedere transmissienetbeheerder gebruikt om te bepalen welke remedial action in de RAO mee wordt genomen; • De wiskundige formulering van het optimalisatieprobleem, met de beschrijving van de doelfunctie, beperkingen en optimalisatievariabelen; • de beschrijving hoe en op welk moment in het proces remedial actions waaraan kosten zijn verbonden, worden gebruikt. • de specificatie dat de gecoördineerde remedial actions in de RAO niet worden gebruikt om het day-ahead MCP binnen het flow-based domein te krijgen, maar om het flow-based domein voor intraday te vergroten. Onder paragraaf “3.2.6 Validation of Capacity” van het voorstel de passage “unforeseen market behaviour (e.g. change of market direction) and/or” wordt verwijderd. 4.4. VRAGEN VOOR TOEKOMSTIGE VOORGESTELDE METHODOLOGIE VERBETERING VAN DE 45. Dit hoofdstuk bespreekt noodzakelijke evoluties die aan de voorgestelde methodologie moeten worden aangebracht opdat de methodologie conform zou zijn aan de wettelijke bepalingen van Verordening (EG) 714/2009, en meer bepaald Artikel 16.3 en Artikel 1.7 van de Annex 1. Artikel 16.3 stelt dat de maximale capaciteit op interconnecties moeten worden beschikbaar gesteld aan de markt, rekening houdend met de vereisten voor netveiligheid. Niet-vertrouwelijk 12/19 Artikel 1.7 van Annex 1 stelt dat, bij het definiëren van de network zones (“bidding zones”) binnen en tussen dewelke congestiebeheersprocedures dienen te worden toegepast, TSB de principes van kostefficiëntie en minimalisering van de negatieve impact op de interne elektriciteitsmarkt dienen te handhaven. In het bijzonder zullen TSB de interconnectiecapaciteit niet limiteren om congestie intern in hun regelzone op te lossen, tenzij voor de bovenstaande redenen en redenen van operationele veiligheid. 46. CREG stelt vast dat het huidige voorstel niet garandeert dat aan deze wettelijke bepalingen wordt voldaan. In lijn met het gemeenschappelijke CWE NRA standpunt opgenomen in de “Position Paper by all CWE NRAs on the CWE TSOs proposal for a FB IDCC Methodology”, in bijlage van deze beslissing, vraagt de CREG aan Elia om in samenwerking met de andere CWE TNBs de hierna opgelijste verbeteringen uit te voeren teneinde conform te zijn aan deze bepalingen en, waar aangeduid, een implementatieplan uit te werken. 4.4.1. Verbetering van de flow-based inputparameters in de capaciteitsberekening 47. Uit de beschrijving van het voorstel voor de intraday capaciteitsberekening blijkt dat de meeste flow-based inputparameters op dezelfde wijze worden bepaald als voor de day-ahead capaciteitsberekening. In haar beslissing van maart 2015, stelde de CREG vast dat de berekeningswijze van deze parameters geen garantie biedt dat aan de wettelijke bepalingen van Regulering (EG) 714/2009 wordt voldaan. 48. Ten eerste sluit de berekeningswijze van de flow-based inputparameters niet uit dat grensoverschrijdende handel gediscrimineerd wordt ten voordele van interne uitwisselingen, met marktverstoring en inefficiëntie tot gevolg. Bijgevolg hebben CWE in hun gezamenlijke positiepaper (“Position paper of CWE NRAs on Flow-Based Market Coupling, maart 2015) om verbeteringen gevraagd van meer bepaald de volgende flow-based parameters: - CNEC selectiemethode, vandaag een 5% PTDF-criterium - Gebruik van external constraints, indien niet volgens de bepalingen in de CACM richtlijn - Gebruik van positieve FAVs, die uitzonderlijk dienen te blijven TNBs werken op dit ogenblik aan deze verbeteringen, in het bijzonder met betrekking tot de CNEC selectiemethode. CREG vraagt aan Elia om alle verbeteringen die in de day-ahead methodologie worden aangebracht, dadelijk ook toe te passen voor de intraday capaciteitsberekening. Voor verbeteringen die specifieke aanpassingen vereisen eigen aan intraday-eigenschappen, vraagt de CREG om de verbeteringen maximaal 6 maand later in intraday te implementeren. 49. Ten tweede is het dynamisch bepalen van de thermische limiet van netwerkelementen (Imax) cruciaal om de objectieven van maximale commerciële capaciteit en netwerkveiligheid te verzoenen. Het gebruik van Dynamic Line Rating (“DLR”) wordt – in het bijzonder in intraday – als een quick win beschouwd. De huidige beschrijving van de methodologie voor de bepaling van Imax is vaag en meerdere berekeningswijzen lijken te bestaan. CREG spoort Elia aan om DLR toe te passen op al haar lijnen en om in de berekeningsmethodologie maximale transparantie en harmonisatie te voorzien, inclusief wat betreft de post-processing van de voorspellingen van de DLR-technologie. Niet-vertrouwelijk 13/19 4.4.2. Implementatie van een flow-based gebaseerde allocatie van intraday capaciteiten 50. In de het huidige voorstel wordt de beschikbare transmissiecapaciteit bepaald op basis van de flow-based berekeningen, vertaald naar ATC-waarden. De allocatie van deze capaciteiten per grens en per richting zal vervolgens gebeuren via het op Europees niveau in ontwikkeling zijnde platform “Cross Border Intraday Market Project” of het “XBID project”. De vertaling van een intraday flow-based domein naar intraday ATC-waarden zonder flow-basedgebaseerde allocatie is suboptimaal. CREG vraagt Elia om samen te werken met de partners van het XBID project om zo snel mogelijk een flow-based allocatie mogelijk te maken voor de intraday marktkoppeling. CREG vraag daarom aan Elia om één jaar na de start van FB ID CC, een voortgangsrapport in te dienen over de samenwerking met de XBID project partners, de uitgevoerde acties en de behaalde resultaten voor een flow-based allocatie in intraday. 4.4.3. Implementatie van meerdere herberekeningen in intraday 51. Op dit ogenblik voorziet het voorstel slechts één herberekening van de capaciteiten in het intraday tijdsbestek. Dit gebeurt in D-1, na de day-ahead marktkoppeling, op basis van de DACF files. Hoe dichter bij het uur van levering, hoe beter TNBs de toestand van het net kennen. Meerdere herberekeningen van de capaciteit in intraday, dichter bij het uur van levering, laat toe om die extra informatie te valoriseren door de aan de markt ter beschikking gestelde capaciteit voor de resterende uren te optimaliseren. 52. De CREG vraagt Elia daarom om een jaar na de start van FB ID CC, een roadmap te leveren voor het implementeren van meerdere herberekeningen per dag. De roadmap dient zowel de operationele en technische vereisten te behandelen, zoals: - De intraday coordinatie tussen TNBs onderling; - De intraday coordinatie tussen TNBs en Regional Security Centers (RSCs); - De intraday coordinatie tussen TNBs en genomineerde elektriciteitsmarktbeheerders (NEMOs); - Data communicatie en IT-framework 53. Opdat deze herberekeningen effectief leiden tot een grotere commerciële capaciteit voor de markt bij een gelijk blijvend risicoprofiel, dient de nauwkeurigheid van de voorspellingen met betrekking tot het netwerk, de productie en de vraag, toe te nemen naarmate dichter bij het uur van levering. CREG vraagt Elia om aan te geven welke maatregelen genomen om deze grotere voorspellingsnauwkeurigheid te bekomen worden, onder meer op niveau van: - Voorspellingen van vraag en hernieuwbare energieproductie; - Voorspellingen van de productie en scheduling rules; - Intraday Individual and Common Grid Modellen (ID CGM) en resulterende Intraday Coordinated Flows (IDCF) 54. Bijgevoegd aan deze roadmap, te leveren één jaar na de start van FB ID CC, vraagt de CREG aan Elia om een rapport te leveren met de reeds ondernomen acties en behaalde resultaten. Niet-vertrouwelijk 14/19 4.4.4. Optimalisatie van de onzekerheidsmarges (“FRM”) 55. Dichter bij het uur van levering hebben TNBs meer kennis over de netwerksituatie op het uur van levering. In het algemeen, moet dit leiden tot een kleinere onzekerheid en – bijgevolg – in kleinere veiligheidsmarges. 56. In de day-ahead capaciteitsberekening is de onzekerheid op de GSKs en de intrinsieke beperking van (lineaire) GSKs om de impact van import en export op de productie te modelleren, de belangrijkste bron van onzekerheid en dus bepalend voor de FRM. 57. Na de day-ahead marktkoppeling valt de onzekerheid gelinkt aan de day-ahead GSKs weg omdat de geaccepteerde biedingen aan productiezijde gekend zijn. De CREG is van mening dat bijgevolg de FRM in intraday verwaarloosbaar klein is, en bijgevolg in de capaciteitsberekening nul kunnen worden verondersteld. De elektriciteitsvraag en de productie op basis van hernieuwbare energie kunnen immers, geaggregeerd op transmissienetniveau, met hoge nauwkeurigheid worden voorspeld. 58. De CREG vraagt Elia om, één jaar na de start van FB ID CC, een rapport te leveren over de ondernomen acties en behaalde resultaten om de FRM in de intraday-capaciteit te reduceren. Indien de FRM-waarden voor intraday capaciteitsberekening op dat ogenblik niet tot nul herleid zijn, vraagt de CREG aan Elia om dit te motiveren en de oorzaken van de onzekerheden duidelijk in kaart te brengen, samen met een projectplanning voor de reductie van de onzekerheidsmarges. 4.4.5. Compatibiliteit met een vroegere gate opening time van de intraday marktkoppeling 59. De opening van de intraday-markt in de CWE regio is momenteel 21h05 de avond voor de levering (D-1). Dit openingsuur wordt geherdefinieerd in het kader van de EU Verordening 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 die richtlijnen vastlegt voor de allocatie van capaciteit en congestiebeheer (Richtlijn “Capacity Allocation and Congestion Management”, hierna “CACM”). In toepassing van Artikel 59 van de CACM richtlijn, hebben de betrokken TNBs, waaronder Elia, aan de betrokken regulatoren, waaronder de CREG, een voorstel gedaan voor de openingsuren van de intradaymarkt voor grensoverschrijdende handel. Een besluit over dit voorstel wordt in de komende maanden door ACER genomen en gepubliceerd, nadat alle regulerende instanties op Europees niveau niet tot een gezamenlijk standpunt konden komen over het voorstel van alle TNBs. 60. De CREG vraagt Elia om samen te werken met de CWE TNBs om ervoor te zorgen dat de berekening van de intradaycapaciteit in de CWE regio compatibel is met het openingsuur bepaald in het kader van het hierboven vernoemde voorstel, eenmaal goedgekeurd, in het bijzonder indien dit leidt tot een openingstijd vóór 21h05. 61. In het algemeen vergemakkelijkt een vroegere marktopeningstijd de toegang van marktspelers tot de intradaymarkt. De CREG vraagt Elia daarom om, in samenwerking met andere CWE TNBs, het proces en de berekeningstijd voor de intraday capaciteitsberekening te optimaliseren teneinde een zo vroeg mogelijke marktopeningstijd mogelijk te maken. De CREG vraagt Elia hiertoe om, een jaar na de start van de start van FB ID CC, een rapport in te dienen met de acties om de tijd nodig voor het berekeningsproces in te korten. Niet-vertrouwelijk 15/19 5. CONCLUSIE Gelet op artikel 15.2 van Verordening (EG) 714/2009 betreffende de voorwaarden voor toegang tot het net voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit en tot intrekking van verordening (EG) nr. 1228/2003; Gelet op artikel 23, §2, 38° van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt; Gelet op artikelen 176, §2 en 180, §2 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe; De CREG noteert een verbetering in de bepaling van intraday overdrachtcapaciteit bij het invoeren van een proces tot de herberekening van de intraday overdrachtscapaciteit na de day-ahead marktkoppeling. De CREG noteert eveneens dat dit vervat zit in een meer gecoördineerd en geautomatiseerd proces op CWE niveau. De CREG is echter van oordeel dat de voorgestelde methode niet volledig in overeenstemming is met de artikelen 16.1 en 16.3 van de voornoemde Verordening (EG) 714/2009 en met de artikelen 1.7 en 3.5 van de Bijlage 1 bij Verordening (EG) 714/2009. Bovendien voldoet het door Elia voorgelegde document op inhoudelijk vlak niet aan artikel 15, 2 de lid van de Verordening 714/2009 en aan artikel 5.2 van de Bijlage 1 bij Verordening (EG) 714/2009. Gezien het voorstel van Elia beantwoordt aan de vraag van de CREG in haar beslissing 1410 van 23 april 2015 “Eindbeslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa)”, namelijk het uitvoeren van een herberekening van de capaciteiten voor de CWE intraday-marktkoppeling op een geautomatiseerde en gecoördineerde wijze, keurt de CREG het voorstel van Elia goed. Op basis van de planning opgenomen in de verklarende nota bij het Elia voorstel, ontvangen op 9 mei 2017, verwacht de CREG de start van de toepassing van het voorstel op 1 oktober 2018. De CREG vraagt Elia verder om alles in het werk te stelen om zich zo snel mogelijk in lijn te brengen met de verplichtingen van de Verordening (EG) 2015/1222 en de Verordening (EG) 714/2009. Specifiek vraagt de CREG aan Elia om in samenwerking met de andere netwerkbeheerders van de CentraalWest-Europese regio te beantwoorden aan de vragen aangegeven in Sectie 4.4 van deze beslissing en de opgelegde timing te respecteren. Niet-vertrouwelijk 16/19 De CREG vraagt Elia bovendien om de beschrijving van de voorgestelde methode te verbeteren. Uiterlijk drie maanden voor de start van de toepassing van de intraday capaciteitsberekening in Centraal-West-Europa dient de CREG een gewijzigd voorstel te ontvangen op 1 juli 2018, zoals aangegeven in Sectie 4.3 van deze beslissing. Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Marie-Pierre FAUCONNIER Voorzitster van het Directiecomité Niet-vertrouwelijk 17/19 BIJLAGE 1 Méthodologie pour le calcul de la capacité infra journalière Franstalige versie – 9 mei 2017 Niet-vertrouwelijk 18/19 BIJLAGE 2 Position paper by all CWE NRAs on the CWE TSOs’ Proposal for a FB IDCC Methodology Engelstalige versie – 15 september 2017 Niet-vertrouwelijk 19/19