← België

Beslissing over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019

Beslissing (B)1808 18 oktober 2018 Beslissing over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019 genomen met toepassing van artikel 233 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe 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. ANALYSE VAN HET VOORSTEL .....................................................................................................6 3.1. Openbare raadpleging .........................................................................................................6 3.2. Wijzigingen ten opzichte van het vorige voorstel ............................................................... 11 3.3. Primaire reserve ................................................................................................................ 11 3.3.1. Methode ter bepaling van het primair reservevermogen ........................................... 12 3.3.2. Bepaling van het primair reservevermogen ................................................................ 12 3.4. 3.4.1. Methode voor de bepaling van de FRR-reservebehoeften .......................................... 14 3.4.2. Bepaling van de FRR-reservebehoeften ...................................................................... 18 3.4.3. Bepaling van de aFRR-reservebehoeften .................................................................... 19 3.4.4. Bepaling van de mFRR-reservebehoeften ................................................................... 20 3.4.5. Bepaling van de FRR-reservemiddelen ....................................................................... 21 3.5. Neerwaartse FRR-reserves................................................................................................. 23 3.5.1. Methode voor de bepaling van de FRR-reservebehoeften .......................................... 23 3.5.2. Bepaling van de FRR-reservebehoeften ...................................................................... 25 3.5.3. Bepaling van de aFRR-reservebehoeften .................................................................... 25 3.5.4. Bepaling van de mFRR-reservebehoeften ................................................................... 25 3.5.5. Bepaling van de FRR-reservemiddelen ....................................................................... 26 3.6. 4. Opwaartse FRR-reserves .................................................................................................... 14 Bijkomende overwegingen van de CREG ............................................................................ 28 BESLISSING................................................................................................................................ 29 2/30 1. INLEIDING Overeenkomstig artikel 233 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna: het technisch reglement) onderzoekt de COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) hierna het voorstel van ELIA SYSTEM OPERATOR NV (hierna: ELIA) met betrekking tot de evaluatiemethode voor en de bepaling van 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. Op 6 augustus 2018 ontving de CREG ter goedkeuring het voorstel van ELIA betreffende de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019 (hierna: het voorstel van ELIA). Het voorstel van ELIA bestaat uit een begeleidend schrijven en twee hoofddocumenten in bijlage, namelijk een document over de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019 en de versie van dit document dat de wijzigingen aangeeft ten opzichte van het voorstel van ELIA voor 2018. Naast de inleiding bestaat deze beslissing uit drie delen: Het eerste deel is gewijd aan het wettelijke kader. In het tweede deel wordt het voorstel van de evaluatiemethode en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019 geanalyseerd. Het derde deel bevat de eigenlijke beslissing. Het schrijven van ELIA van 6 augustus 2018 en zijn twee bijlagen zijn als bijlage bij deze beslissing gevoegd. Deze beslissing werd door het directiecomité van de CREG tijdens haar vergadering van 18 oktober 2018 goedgekeurd. De beslissing spreekt zich niet uit over de prijzen, noch over de tarifaire aspecten met betrekking tot deze materie. Deze punten zullen het voorwerp uitmaken van een afzonderlijke tarifaire beslissing van de CREG. 3/30 2. WETTELIJK KADER 1. Overeenkomstig artikel 233 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna: het technisch reglement) evalueert en bepaalt de netbeheerder het primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het resultaat ervan mee aan de CREG ter goedkeuring. Het voorstel dat ELIA jaarlijks met toepassing van artikel 233 van het technisch reglement ter goedkeuring aan de CREG voorlegt bevatte in het verleden en ook thans zowel de methodologie voor het begroten van de benodigde volumes voor het volgende jaar als de daaruit resulterende volumes en de regels voor aankoop van de drie genoemde reserves, die door de hierna genoemde verordeningen aangemerkt worden als frequentiebegrenzingsreserves (FCR) en frequentieherstelreserves (FRR). Dit is derhalve de terminologie die verder in de beslissing zal worden gehanteerd. Op 14 september 2017 trad de Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen (hierna: SOGL) in werking. Een aantal artikelen hebben een uitgestelde werking (artikelen 41 tot 53 en 54, lid 4). Deze verordening voorziet onder meer in de goedkeuringsbevoegdheid voor de regulator van een heel aantal zaken waaronder de operationele overeenkomst van de synchrone zone, waartoe de FCR dimensioneringsregels behoren (cf. artikel 6.3(d)ii, artikel 118.1(

  1. a)en artikel 153) en de operationele overeenkomst van een LFC-blok, waartoe de FRR dimensioneringsregels behoren (cf. artikel 6.3(e)iv, artikel 119.1(
  2. h)en artikel 157.1). Het voorstel van operationele overeenkomst van de synchrone zone en het voorstel van operationele overeenkomst van het LFC-blok betreffende België dienen bij de CREG ter goedkeuring worden ingediend tegen 14 september 2018 (artikelen 118.1 en 119.1), die over een termijn van zes maanden beschikt om daarover een beslissing te nemen overeenkomstig artikel 6.7 van de voornoemde verordening (EU) 2017/1485. De lidstaat kan daarover een advies indienen bij de regulator (artikel 6.3). Met toepassing van artikel 6.6 van de voornoemde verordening (EU) 2017/1485 bevat elk voorstel van voorwaarden en methodologieën een voorstel van tijdschema voor de tenuitvoerlegging ervan. De genoemde voorstellen werden op datum van deze beslissing nog niet ter goedkeuring bij de CREG ingediend. Op 18 december 2017 trad bovendien de Verordening (EU) 2017/2195 van de Commissie van 23 november 2017 tot vaststelling van richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering (hierna: EBGL) in werking, die gedetailleerde bepalingen bevat inzake elektriciteitsbalancering, met inbegrip van gemeenschappelijke beginselen voor de inkoop en verrekening van frequentiebegrenzingsreserves (FCR), frequentieherstelreserves (FRR) en vervangingsreserves (RR), en een gemeenschappelijke methodologie voor de activering van frequentieherstelreserves en vervangingsreserves (artikel 1.1). Een aantal artikelen daarvan worden weliswaar pas van toepassing één jaar na de inwerkingtreding van deze verordening (meer bepaald de artikelen 14, 16, 17, 28, 32, 34, 35, 36, 44 tot en met 49, en 54 tot en met 57). Ook deze verordening (EU) 2017/2195 voorziet in de goedkeuring door de regulator van tal van voorwaarden of methodologieën van de netbeheerder, waarvan een aantal door alle regulerende instanties van de lidstaten resp. alle regulerende instanties van een betrokken regio op gezamenlijk voorstel van de transmissiesysteembeheerders samen moeten worden goedgekeurd (artikel 5.2 en 5.3 EBGL) en een aantal door alle regulerende instanties van elke betrokken lidstaat op voorstel van de TSO(‘
  3. s)van een lidstaat (artikel 5.4 EBGL). Zo zal de netbeheerder uiterlijk zes maanden na de inwerkingtreding van de voornoemde verordening een voorstel van modaliteiten en voorwaarden voor aanbieders van balanceringsdiensten (BSP’
  4. s)en balanceringsverantwoordelijken (BRP’
  5. s)moeten opstellen en deze ter goedkeuring aan de CREG voorleggen met toepassing van artikel 4/30 4.1, artikel 5.4.(c), juncto artikel 18 van de voornoemde Verordening (EU) 2017/2195, samen met een voorgesteld tijdschema voor de implementatie ervan (in de regel niet meer dan twaalf maanden na de goedkeuring) en een beschrijving van het verwachte effect ervan op de doelstellingen van deze verordening (artikel 5.5). De lidstaat kan daarover een advies indienen bij de regulator (artikel 5.4). De modaliteiten en voorwaarden voor aanbieders van balanceringsdiensten dienen ook de regels voor de inkoop van balanceringscapaciteit te bevatten (artikel 32.2 en 18.5(b)). Het voorstel van modaliteiten en voorwaarden van BRP’s en BSP’s werd in juni ter goedkeuring bij de CREG ingediend, maar gelet op de verdere timing zal een beslissing van de CREG over dit voorstel, en over de nog in te dienen inkoopregels voor de balanceringscapaciteit, niet kunnen worden genomen met het oog op de tijdige inkoop van de reserves voor 2019. 2. In afwachting van de indiening (wat betreft de voorstellen van dimensioneringsregels voor FCR en FRR) en de goedkeuring van de voorstellen van de netbeheerder voor het begroten en inkopen van de reserves voor de jaren 2020 en volgende met toepassing van de verordeningen (EU) 2017/2195 en 2017/1485 en teneinde de continuïteit van het regulatoir toezicht te verzekeren op de volumes van de benodigde reserves tot die datum, blijft artikel 233 van het technisch reglement de CREG de bevoegdheid geven om het dossier volume van FCR en FRR voor het jaar 2019 goed te keuren. Er dient opgemerkt te worden dat het technisch reglement momenteel het voorwerp uitmaakt van een herziening, in het bijzonder om dit af te stemmen op en in overeenstemming te brengen met het geheel van Europese netcodes en richtsnoeren (inzake aansluiting, elektriciteitsbalancering, beheer van elektriciteitstransmissiesystemen, …) die in de periode 2015 tot 2017 tot stand kwamen. De bepalingen van het huidige technisch reglement betreffende de ondersteunende diensten blijven enkel van toepassing voor zover zij niet onverenigbaar zijn met deze Europese netcodes en richtsnoeren, in het bijzonder de voornoemde verordening (EU) 2017/2195 en de verordening (EU) 2017/1485. 3. De huidige beslissing doet in geen geval afbreuk aan de toekomstige beslissingen die de CREG ten gepaste tijde rechtstreeks op grond van de vernoemde verordeningen zal nemen. 5/30 3. ANALYSE VAN HET VOORSTEL 4. De analyse van het voorstel bevat zes delen. Het eerste deel heeft betrekking op de openbare consultatie. Het tweede deel doorloopt de wijzigingen ten opzichte van het laatste voorstel van ELIA betreffende de reserves voor 2018, dat heeft geleid tot de beslissing (B)1631 van 6 juli 2017 van de CREG. Het derde deel behandelt de primaire reserve, het vierde deel de opwaartse secundaire en tertiaire reserve en het vijfde deel de neerwaartse secundaire en tertiaire reserve. In het zesde deel ten slotte maakt de CREG enerzijds haar beschouwingen met betrekking tot het huidige voorstel over en uit anderzijds bijkomende overwegingen aangaande verschillende punten in het kader van het uitwerken van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor de toekomstige jaren. 3.1. OPENBARE RAADPLEGING 5. Tijdens de vergadering van het directiecomité van de CREG van 6 september 2018 werd een ontwerp van deze beslissing goedgekeurd. Conform haar huishoudelijk reglement heeft de CREG deze ontwerpbeslissing met alle nuttige documenten aan een openbare raadpleging onderworpen die liep van 12 september tot 3 oktober 2018. 6. In die periode heeft de CREG twee antwoorden ontvangen: op 3 oktober 2018 heeft ze de antwoorden van Febeliec en Febeg ontvangen. De CREG neemt akte van de antwoorden op de raadpleging en dankt de marktspelers die op de raadpleging hebben geantwoord. Het vervolg van dit deel behandelt de elementen van de antwoorden die rechtstreeks betrekking hebben op de evoluties die ELIA heeft voorgesteld in haar voorstel dat ze aan de CREG ter goedkeuring heeft voorgelegd. 7. In haar antwoord vestigt Febeliec de aandacht op het onjuiste gebruik van de term black-out in de Nederlandse versie wanneer het uitvallen van eenheden wordt bedoeld. Deze vertaalfout is gecorrigeerd in de Nederlandse versie van onderhavige beslissing. Febeliec vestigt bovendien de aandacht op de volgende onderwerpen:
  6. a)Febeliec moedigt de CREG en ELIA aan om de wettelijke middelen te bestuderen om, zoals in het verleden, een deel van de middelen die bestemd zijn om de reservebehoeften te dekken, te socialiseren als slechts één speler het risico veroorzaakt dat leidt tot de behoefte om over de reserves te beschikken die daaruit voortvloeien. De CREG heeft dit onderwerp behandeld in paragraaf 65 van de ontwerpbeslissing1.
  7. b)Febeliec betreurt dat ELIA het in rekening nemen van de hulpcontracten met de naburige TSO’s beperkt tot 50 MW terwijl ze elk betrekking hebben op 350 MW. Bovendien betreurt Febeliec dat er geen rekening gehouden wordt met een mogelijke bijdrage van NEMO Link. De CREG is zich bewust van de lage waarde van de beperking van het in rekening nemen van de hulpcontracten tussen TSO’s. Ze vindt dat het hier gaat om een voorzichtige aanpak in een snel veranderende Europese context, onder meer met betrekking tot de 1 Paragraaf 70 van deze beslissing. 6/30 beschikbare balanceringscapaciteit op de interconnecties en de uitwisselingen van reservecapaciteit tussen buurlanden. Afgezien van het specifieke contractuele aspect, zijn deze opmerkingen ook van toepassing op de toekomstige gelijkstroominterconnectie met Engeland.
  8. c)Febeliec betreurt eveneens dat ELIA bij de dimensionering geen rekening houdt met de volumes van de biedingen voor niet-gereserveerde tertiaire reserve, evenals de IGCC en de belangrijke deelname van ELIA bij dit proces. De CREG en ELIA hebben gediscussieerd over het in rekening nemen van biedingen van niet-gereserveerde tertiaire reserve. De CREG merkt op dat het standpunt van Febeliec haar enkel aanvaardbaar lijkt vanaf het moment dat dergelijke volumes voldoende permanent beschikbaar zijn om een basis van beschikbare reserves te kunnen vormen zonder dat ELIA ze moet contracteren, wat momenteel niet het geval is volgens analyses van ELIA. Wat de IGCC betreft, stelt de CREG vast dat dit middel geen deel uitmaakt van de middelen die door de Europese netcodes voorzien zijn om in rekening te brengen in de methodes voor de dimensionering van de reserves als het gaat om een compensatie van onevenwichten tussen verschillende regelblokken. Ze worden dus enkel op het niveau van de activering in rekening genomen.
  9. d)Tot slot neemt Febeliec akte van het feit dat ELIA rekening houdt met twee pannes per jaar voor Nemo-Link, maar ze vraagt zich af of dat niet overdreven is voor een nieuw activa. De CREG vraagt aan ELIA om in het volgende voorstel over de dimensionering van de reserves de gegrondheid van deze hypotheses te controleren. 8. Febeg heeft haar antwoord in twee delen gesplitst: een algemene evaluatie en opmerkingen en suggesties. 9. In haar algemene evaluatie:
  10. a)pleit Febeg ervoor om de afschaffing van het onderscheid tussen het globale systeem en het standaardsysteem in de toekomst te behouden. De CREG heeft dit onderwerp al behandeld in paragraaf 65 van de ontwerpbeslissing2.
  11. b)Febeg stelt voor om rekening te houden met de technische onbeschikbaarheden van de informaticasystemen voor de beschikbaarheid van de interconnecties en bijgevolg de beschikbaarheid van de reserves. De CREG merkt op dat Febeg in haar voorbeeld een onbeschikbaarheid van nietgegarandeerde middelen (uitwisselingen in intraday) om reserves op langere termijn te dekken naar voren brengt, wat in elk geval niet toelaat om de gecontracteerde reserves te dekken. De CREG vindt wel dat ELIA de impact van de beschikbaarheid van de interconnecties op de beschikbaarheid van de reserves effectief zou moeten bestuderen en in voorkomend geval in haar volgende voorstel rekening zou moeten houden met de dimensionering van de reserves.
  12. c)Febeg pleit ervoor om geen rekening te houden met de vrije biedingen in de middelen ter beschikking van ELIA om het reservevolume waarover ze beschikt om aan haar behoeften te voldoen, te evalueren. 2 Paragraaf 70 van deze beslissing. 7/30 De CREG en ELIA hebben over dit onderwerp gediscussieerd. De CREG merkt op dat het standpunt van Febeg, op het vlak van principes, haar niet aanvaardbaar lijkt vanaf het moment waarop dergelijke volumes voldoende permanent beschikbaar zijn om een basis van beschikbare reserves te kunnen vormen zonder dat ELIA ze moet contracteren (wat momenteel volgens analyses van ELIA niet het geval is voor de opwaartse reserve). De CREG brengt hiervoor de volgende zaken in herinnering: • De specificaties van artikel 32

(1)van de EBGL inzake het in rekening nemen van niet-gecontracteerde biedingen van FRR als middelen om de reservebehoeften te dekken. • De wettelijke en reglementaire Belgische voorschriften inzake de terbeschikkingstelling van de netbeheerder door de marktspelers van niet gebruikte vermogens op de productie-eenheden met een capaciteit van 75 MW of meer. Vanuit dit oogpunt is de definitie van middelen met een beperkt coördineerbaarheidsniveau een mogelijkheid die geboden wordt aan de spelers die erover beschikken en is het geenszins een soort toelating voor deze middelen om niet aan deze voorschriften te voldoen. Bovendien werd het statuut van “niet-coördineerbaar” aan de offshore windparken gegeven omdat ze geen niet-gecontracteerde opwaartse biedingen kunnen doen zolang ze hun maximale productie niet moduleren rekening houdend met de windomstandigheden van het ogenblik. Er is geen technische beperking waardoor ze hun productie niet kunnen verminderen bij de activering van neerwaartse biedingen. Ten slotte maakt de statische dimensionering van de reserves het niet gemakkelijk om rekening te houden met de niet-gecontracteerde reserves, gezien de lengte van de periode waarvoor de dimensionering wordt uitgevoerd. Door de betere temporele granulariteit van de berekeningen zal een dimensionering op kortere termijn het mogelijk maken om de biedingen van niet-gecontracteerde reserve genuanceerder in rekening te nemen. 10. In haar opmerkingen en suggesties:
  1. a)pleit Febeg voor een vereenvoudiging van de R1-producten met als argument dat de vier producten van het huidige voorstel de markt fragmenteren en leiden tot een suboptimale oplossing. De CREG is het hier niet mee eens omwille van de volgende redenen. Enerzijds komen de biedingen met betrekking tot asymmetrische producten niet van dezelfde middelen als de biedingen met betrekking tot symmetrische producten en de biedingen met betrekking tot opwaartse asymmetrische producen komen gewoonlijk niet van dezelfde middelen als de biedingen met betrekking tot het neerwaartse asymmetrische product. Anderzijds kunnen er uitsluitingsregels worden bepaald om het mogelijk te maken om voor dezelfde middelen tegelijkertijd biedingen voor het product 100 mHz symmetrisch en biedingen voor het product 200 mHz symmetrisch in te dienen, zonder het risico te lopen dat twee biedingen voor dezelfde middelen voor deze producten worden geselecteerd. Hiermee wordt de fragmentatie van de markt vermeden die Febeg aanhaalt.
  2. b)Febeg stelt dat een van de belangrijkste veranderingen die aan de methodologie werd aangebracht de invoering van de hypothese van een beschikbaarheid van 100 % van de R2- en R3-middelen is. Ze twijfelt aan de gegrondheid van deze hypothese, onder meer door het gebrek aan liquiditeit van de secundaire markt en omdat deze middelen ook gebruikt kunnen worden voor het beheer van de congesties. Febeg pleit eveneens voor een toepassing van artikel 29
(3)van EBGL betreffende het verschillende gebruik van de activeringsdoelen van de balanceringsmiddelen. 8/30 De CREG merkt enerzijds op dat het momenteel niet de taak van ELIA is om een methodologie voor te stellen die tegelijkertijd de middelen bestemd voor de dekking van de behoefte aan balanceringsreserves en de middelen om te voldoen aan de behoefte inzake beheer en congestie dimensioneert. De Europese regelgeving heeft ervoor gekozen om de reserves en de behoeften inzake congestiebeheer apart te dimensioneren zonder echter de deur te sluiten voor het gebruik van reserves in het kader van dit beheer. In dit dossier concentreert ELIA zich op de evaluatie van de behoeften aan balanceringsreserves en de dimensionering van middelen om ze te dekken. Bovendien merkt de CREG op dat de vereiste van een beschikbaarheid van de middelen van 100 % niet nieuw is, ze was al van toepassing in de methodologie die heeft geleid tot de evaluatie van reserves voor 2018. Enkel de manier waarop ze uitgedrukt is, is veranderd, door haar explicieter te maken. De reserveproducten van ELIA worden bovendien al verschillende jaren gekoppeld aan een beschikbaarheidsvereiste van 100 %. Het is onder andere om die reden dat ELIA gekozen heeft voor een aanpak van het type “portefeuille” en niet voor een aanpak op basis van de beschikbaarheid van de individuele middelen. De argumenten van ELIA over de beschikbaarheid van 100 % van de reservemiddelen werden door de CREG bovendien samengevat in paragraaf 35 van de ontwerpbeslissing3. Voor de toepassing van artikel 29
(3)van de EBGL merkt de CREG op dat deze toepassing een gemeenschappelijke actie van alle Europese netbeheerders en niet een individuele actie van elk van deze netbeheerders moet zijn. Dit valt dus buiten het kader van dit dossier.
  1. c)Febeg haalt het probleem van de afzonderlijke bepaling van de middelen van R3 standaard en R3 flex aan en merkt op dat de methodologie niet de criteria beschrijft waarop ELIA zich baseert om te bepalen welke R3-middelen gecontracteerd moeten worden voor elk van deze twee reservetypes. Bovendien beweert ze dat het niet correct is om te beweren dat de gecontracteerde R3 permanent beschikbaar is omdat de activeringduur van al deze producten beperkt is per dag. Als de grens bereikt is, zou het kunnen dat de overeenstemmende reserves niet meer beschikbaar zijn. Ze verwijst eveneens naar een aankondiging van ELIA over de progressieve afschaffing van de R3 flex, die niet gevolgd wordt door concrete effecten in 2019. Ze maakt ook een opmerking over het product R3 flex en de merit order van de biedingen, een onderwerp dat niet onder dit dossier valt. Voor de te contracteren middelen van R3 standaard en R3 flex merkt de CREG op dat ELIA een te voorzien minimumvolume R3 standaard bepaalt en de economische optimalisering de volumes aan de biedingen, met inachtneming van deze beperking, laat toekennen. Zo wordt de verdeling tussen R3 standaard en R3 flex grotendeels gerealiseerd door de minimalisering van de kosten voor de aankoop van reservecapaciteit. De CREG is het bovendien eens met Febeg over het feit dat er in het voorstel de definitie ontbreekt van de criteria op basis waarvan ELIA het minimumvolume te contracteren R3 standaard bepaalt. De CREG weet dat ELIA overgaat tot een geactualiseerde analyse van de historiek van de behoeften, niet enkel op vlak van het volume, maar ook in de vorm van de behoeftecurve. Door deze analyse is het mogelijk om enerzijds te rechtvaardigen dat de duur4 van het product R3 standaard voldoende lang is 3 Paragraaf Error! Reference source not found. van deze beslissing. Er dient opgemerkt te worden dat er een groot verschil is tussen de contractuele activeringsverplichtingen van de R3: de R3 standaard kan tot 8 uur per dag geactiveerd worden, ook al gebeurt dat in verschillende activeringsperiodes terwijl voor de R3 flex de beperking van 2 uur verbonden is met de activeringsduur en de impliciete beperking van het aantal activeringen per dag gebeurt door de bepaling van een minimumduur van 8 uur tussen twee opeenvolgende activeringen. 4 9/30 om de behoeften van het systeem te dekken en anderzijds om te bepalen vanaf welk volume het product flex gecontracteerd kan worden gezien een activatie van maximum 2 opeenvolgende uren voldoende is om de resterende behoefte na de activering van de R3 standaard te dekken. Bovendien heeft ELIA in de toekomst een progressieve vermindering van de volumes van R3 flex aangekondigd om de Europese standaardproducten zo goed mogelijk te benaderen (zie hieronder). De CREG vraagt ELIA dan ook om in haar volgende voorstel over de methode voor de dimensionering van de reserves het criterium op basis waarvan het minimumvolume te contracteren R3 standaard wordt bepaald, te verduidelijken en te kwantificeren en te rechtvaardigen waarom het gebrek aan reserve tijdens de periode tussen twee opeenvolgende activeringen van R3 flex geen afbreuk doet aan de veiligheid van het systeem. Wat de progressieve verdwijning van R3 flex betreft die niet door een concreet effect in 2019 wordt gevolgd, merkt de CREG op dat het om een overeenkomst tussen de CREG en ELIA gaat om de markt nu al te waarschuwen voor een toekomstige evolutie in die zin, ook al is die evolutie in 2019 nog niet te merken.
  2. d)Febeg vraagt zich bovendien af of het gegrond is om vanaf 1 januari 2019 rekening te houden met de maatregelen om het stormrisico te verminderen terwijl deze maatregelen dan misschien nog niet van toepassing zijn. Bovendien toont de studie van ELIA over het stormrisico aan dat stormen voorspelbaar zijn en dat de compensatie van de effecten ervan wel degelijk valt onder de evenwichtsverantwoordelijkheid van de betrokken ARP’s. De door ELIA genomen (of te nemen) maatregelen om het risico te verminderen zijn slechts een terugvalpositie wanneer een ARP zijn verplichtingen niet nakomt. Wat de datum voor de inwerkingtreding van deze maatregelen betreft, denkt de CREG dat het noodzakelijk is dat deze maatregelen bestaan vanaf het moment waarop de geïnstalleerde capaciteit van de offshore windparken zodanig gestegen is dat het verbonden risico, zonder maatregel om het te verminderen, een wezenlijke bedreiging is voor de veiligheid van het systeem. Ze vindt dan ook dat ELIA ervoor moet zorgen dat de betreffende reglementaire en contractuele aspecten daarvoor tijdig aangepast moeten worden en vraagt haar om in die zin actie te ondernemen zodra dit nodig is. Deze aspecten vallen echter buiten het toepassingsgebied van deze beslissing.
  3. e)Febeg legt de nadruk op het belang van de beschikbaarheid van de netelementen dicht bij de offshore windparken voor de beschikbaarheid van de reserves. De CREG gaat akkoord met deze opmerking en vraagt ELIA om, als dat nog niet gebeurd is, de methodologie in haar volgende voorstel in die zin te laten evolueren. Tot slot merkt Febeg op dat men zich moet vergewissen van de geldigheid van de hypothese volgens dewelke de portefeuilles van de ARP’s met intermitterende hernieuwbare energiebronnen over geschikte middelen beschikken om de onevenwichten als gevolg van deze middelen te dekken. De CREG is het eens met deze opmerking en kan getuigen van de aandacht die ELIA eraan besteedt; bepaalde recente besprekingen tussen de CREG en ELIA geven hier ook blijk van. Vanuit dit oogpunt bereidt ELIA een aantal voorstellen voor om de ARP’s in het algemeen te sensibiliseren om hun evenwicht te respecteren (bijvoorbeeld via het onevenwichtstarief) en de ARP’s met offshore windparken in hun portefeuille in het bijzonder betreffende de kwaliteit van de productievooruitzichten en de preventie van het stormrisico. 10/30 3.2. WIJZIGINGEN TEN OPZICHTE VAN HET VORIGE VOORSTEL 11. Een lijst met de belangrijkste wijzigingen is verstrekt in hoofdstuk 3 van het voorstel van ELIA. Naast enkele herformuleringen en toelichtingen om het doeleinde te verduidelijken en de afstemming van de terminologie op die van de SOGL en EBGL en de verduidelijkingen die op bepaalde punten zijn aangebracht, hebben deze wijzigingen voornamelijk betrekking op: 3.3. - de update en de toevoeging van informatie over de tussen juli 2017 en juni 2018 vastgestelde onbalans van het LFC-blok5; - de uitsluiting van het risico op offshore-storm in de berekening van het uitvallen van productie-eenheden naar aanleiding van de conclusies van een studie over de gevolgen van dit risico; - de toevoeging van Nemo Link, de HVDC-interconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk, bij de berekening van de gedwongen stilleggingen na de ingebruikname begin 2019; - de toepassing van een betrouwbaarheidsniveau van 99,0%, in overeenstemming met de door de SOGL vastgelegde minimale waarde; - de verificatie van de overeenstemming met de SOGL met betrekking tot de toepassing van een methode ter vermindering van de te contracteren FRR-balanceringscapaciteit door middel van operationele overeenkomsten ter bevordering van het delen van reserves met Frankrijk en Nederland; - het schrappen van de reservebehoefte ten laste van één enkele ARP en het onderscheid tussen het "standaardsysteem" en het "globale systeem"; - de implementatie van de veronderstelling van een 100% beschikbaarheid voor de aFRRen mFRR-balanceringscapaciteit; - de invoering van een dynamische methode voor de dimensionering van de neerwaartse FRR-behoeften in overeenstemming met de SOGL, en van een methode aan de hand waarvan de neerwaartse FRR-behoeften kunnen worden vertaald in neerwaartse FRRmiddelen. PRIMAIRE RESERVE 12. In overeenstemming met de vereisten van Verordening (EU) nr. 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van een richtsnoer voor het beheer van het elektriciteitstransmissienetwerk, hierna "SOGL" genoemd, wordt het vereiste primaire reservevermogen, genaamd FCR (Frequency Containment Reserve), bepaald door alle TNB in de synchrone zone. De regels voor de FCR-dimensionering en de toewijzing van het vermogen tussen de TNB's in de synchrone zone zullen worden bepaald door alle TNB's in de operationele overeenkomst voor de synchrone zone, SAOA genaamd6. Aangezien de SAOA nog niet werd goedgekeurd door de betrokken regulatoren, blijft ELIA de evaluatiemethode voor de FCR-reservecapaciteit beschrijven onder verwijzing naar policy 1 van het ENTSOE operations handbook[1]. De FCR-reservecapaciteit komt overeen met het primaire reserve / regelvermogen zoals omschreven in het technisch reglement. 5 6 Belasting-frequentieregelblok of "LFC block" in het Engels. Synchronous Area Operational Agreement. 11/30 3.3.1. Methode ter bepaling van het primair reservevermogen 13. De primaire regeling van de frequentie wordt in artikelen 236 tot 242 van het technisch reglement behandeld. Artikel 236, §2, van het technisch reglement preciseert dat de netbeheerder voor het bepalen van de technische specificaties betreffende de beschikbaarheid en de levering van het primair reservevermogen voor de primaire regeling van de frequentie, rekening dient te houden met de aanbevelingen en regels die de interoperabiliteit van de Europese gekoppelde netten regelen. 14. De toepassing door ENTSO-E van de in de hierboven vermelde policy 1 van het operations handbook bepaalde regels leidt tot een benodigd primair reservevermogen van 3.000 MW voor heel het ENTSO-E-net, dat in staat is om een onbalans van 3.000 MW te compenseren. Elke regelzone dient, volgens deze regels, in de mate van haar aandeel in de totale elektriciteitsproductie binnen het ENTSOE-net bij te dragen tot dit primair reservevermogen. In de loop van een jaar wordt de bijdrage voor het volgende jaar bepaald op basis van de netto energie die respectievelijk door elke regelzone werd geproduceerd tijdens het voorgaande jaar. ELIA stelt voor deze regels ter bepaling van het primair reservevermogen voor de Belgische regelzone te volgen. 15. De CREG stelt vast dat ELIA aldus voldoet aan artikel 236, §2, van het technisch reglement, gezien de voorgestelde methode voor de bepaling van het primair reservevermogen steunt op de toepassing van regels die de interoperabiliteit van de Europese verbindingsnetten regelen en met name de spelregels die door ENTSO-E werden opgesteld. Ze keurt deze methode dus goed. 3.3.2. Bepaling van het primair reservevermogen 16. Het aandeel van de Belgische regelzone in de totale primaire regeling voor 2019 binnen de ENTSO-E-zone wordt pas later in 2018 door ENTSO-E bepaald. Dit getal kan lichtjes verschillen van dat van 2017 (73 MW), maar we weten nu nog niet in welke mate. Daarom stelt ELIA voor om de door de ENTSO-E voor 2019 bepaalde waarde, van zodra deze gekend is, toe te passen. 17. De CREG oordeelt dat deze handelswijze conform is aan de hierboven voorgestelde methode. Bovendien is het kennen in oktober-november 2018 van de weerhouden waarde geen probleem in die mate dat deze datum vroeger is dan de datum van de eerste maandelijkse veiling (in de loop van december 2018) tijdens dewelke het primair regelvermogen voor de eerste week van 2019 zal worden toegewezen en dat de evolutie tussen twee jaren weinig invloed heeft op de interne behoeften van de Belgische regelzone, des te meer omdat België aan het regionaal platform voor het aanbod en de aanschaf van FCR deelneemt. 18. Om de flexibiliteit van het systeem ten volle te benutten, kan het voor België bepaalde primair reservevermogen (FCR) bij drie verschillende bronnen worden gecontracteerd: bij productie-eenheden van het Belgische park zonder volumebeperking, bij de vraag (industrieklanten en aggregatoren) en bij buitenlandse leveranciers. In het voorstel is het product, dat specifiek werd ontwikkeld voor de deelname van de vraag, asymmetrisch (in de zin van een vraagvermindering). Om de activering van de vraag voor de primaire regeling te beperken, is er een aanpassing van de technische voorwaarden voor deelname vereist, namelijk een activering voor een frequentie-afwijking van meer dan 100 mHz (dode band van 100 mHz) en een volledige deelname ontwikkeld te hebben voor een frequentie-afwijking van 200 mHz. Dit type deelname moet worden vervolledigd door de asymmetrische deelname van andere bronnen voor een gelijkwaardig volume, in de zin van een productievermindering, en onder dezelfde technische activeringsvoorwaarden (band van 100 tot 200 mHz). Om een correcte respons te behouden van de regelzone in primaire regeling, moeten deze twee types van bronnen bovendien ook door een derde 12/30 type bron worden aangevuld, met een symmetrische activering zonder dode band, die haar deelname volledig ontwikkelt voor een frequentie-afwijking van 100 mHz. Op die manier dekt de zone afwijkingen tussen 0 en 200 mHz met een totaal volume van tweemaal het volume dat voor de deelname van de vraag is voorbehouden. De rest van het primaire reservevermogen, met symmetrische activering binnen een band van 0-200 mHz, zal dan verworven worden via de Belgische bronnen of bronnen uit het buitenland. 19. Voor 2019 zal ELIA, net als voor 2018, om aan haar behoeften te voldoen 4 verschillende FCRproducten die afkomstig zijn uit de Belgische regelzone toelaten: - Een asymmetrisch product voor opwaartse regeling. De activering moet beginnen bij een frequentieafwijking van -100 mHz met volledige activering bij een frequentieafwijking van -200 mHz; - een asymmetrisch product voor neerwaartse regeling. De activering moet beginnen bij een frequentieafwijking van +100 mHz met volledige activering in geval van een frequentieafwijking van +200 mHz; - Een symmetrisch product voor regeling met volledige (lineaire) activering aan ±100 mHz; - een symmetrisch product voor regeling met volledige (lineaire) activering aan ±200 mHz; Sinds mei 2017 worden de producten onafhankelijk van de technologie van de onderliggende middelen bepaald. Bij de keuze van de verschillende producten zullen de volgende regels in acht genomen worden: - voor een frequentieafwijking van ±200 mHz zal minimum 100% van het FCR-volume worden geactiveerd; - voor een frequentieafwijking van ±100 mHz zal minimum 50% van het FCR-volume worden geactiveerd; - voor een frequentieafwijking van ±100 mHz zal maximum 58% van het volume dat overeenstemt met het geactiveerde volume in geval van een frequentieafwijking van ±200 mHz worden geactiveerd. 20. De CREG beseft dat door deze manier van werken, de symmetrische FCR productiemiddelen over de CIPU productie-eenheden in twee delen kunnen gesplitst worden, respectievelijk de middelen die geactiveerd kunnen worden binnen een marge van 0 tot 100 mHz en van 0 tot 200 mHz. In de meeste gevallen is dit echter niet het geval, aangezien met dezelfde middelen biedingen kunnen worden ingediend voor producten die binnen de marge van 0 tot 100 mHz en de marge van 0 tot 200 mHz kunnen worden geactiveerd, mits deze biedingen elkaar wederzijds uitsluiten, wat mogelijk is op het lokale platform; De bijdrage van de deelname van niet-CIPU-middelen (met inbegrip van gedecentraliseerde productie), zowel in asymmetrische biedingen als in symmetrische biedingen, en de deelname aan het regionale gemeenschappelijke platform maken het bovendien mogelijk om het volume dat door symmetrische productiemiddelen gevestigd in de Belgische regelzone moet worden bereikt, te beperken, en zo de liquiditeit van de FCR-markt te verhogen, onder overigens gelijke omstandigheden. Bovendien bevatten de FCR-veilingen op het lokale platform steeds vaker symmetrische biedingen afkomstig van niet-CIPU middelen. De impact op de globale prijs van de reservatie van de FCR-reserve was beduidend gunstig voor de eindverbruiker. 13/30 3.4. OPWAARTSE FRR-RESERVES 21. ELIA ontwikkelt in de probabilistische methode een dubbele verwoording om de reservevermogens te beschrijven: de reservebehoeften en reservemiddelen. De reservebehoeften zijn derwijze gedimensioneerd met toepassing van art. 157 van de SOGL om in staat te zijn de onbalansen van het systeem te kunnen dekken met een overeengekomen waarschijnlijkheid van tekort, zonder onderscheid van de productkenmerken bepaald om deze te dekken, noch van de beschikbaarheid van de middelen die met dat doel zullen worden aangekocht. De reservemiddelen begroten op het niveau van elk product de in art. 32
(2)van EBGL beoogde te contracteren reservevermogens om te voldoen aan de dimensioneringscriteria, rekening houdend met de productkenmerken en de beschikbaarheid van de gecontracteerde middelen.
  1. In zijn studie naar de dynamische dimensionering van de FRR7-reserves ontwikkelt ELIA een "dynamische" methode voor de dimensionering van mFRR-reserves, waarbij de term "statische" dimensioneringsmethode dus de voordien voorgestelde methoden aanduidt. De dynamische methode bestaat in twee versies: de volledige versie gebaseerd op de technieken voor machine learning en een vereenvoudigde versie, outage only genaamd. Deze methodes hebben als gemeenschappelijk kenmerk dat ze dagelijks toegepast worden om de mFRR-reservebehoeften van de dag nadien te bepalen. De machine learning-methode moet nog minstens een jaar getest worden vooraleer toegepast te worden en ELIA stelt aldus voor om, zowel voor de opwaartse als voor de neerwaartse reserves, de methode pas toe passen vanaf
  2. In 2019 stelt ELIA voor om stapsgewijs vooruit te gaan door de outage onlymethode toe te passen op de bepaling van de neerwaartse mFRR-reservebehoeften en om de statische methode te blijven gebruiken voor de bepaling van de opwaartse mFRR-reservebehoeften. Voor de dimensionering van de aFRR-reservebehoeften stelt ELIA voor om zowel in 2019 als in 2020, de statische methode verder toe te passen. 3.4.
  3. Methode voor de bepaling van de FRR-reservebehoeften
  4. De secundaire regeling wordt behandeld in artikelen 243 tot 247 van het technisch reglement, en de tertiaire regeling in artikelen 249 tot 260 van datzelfde reglement.
  5. In bedrijf moet het systeem het hoofd bieden aan storingen met verschillende draagwijdte. Elk daarvan wordt opgevangen door een ander type reserve. ELIA stelt dat alle secundaire en tertiaire reserves (FRR) worden gebruikt om het hoofd te bieden aan veiligheidsproblemen. In deze optiek is de secundaire reserve (aFRR), die automatisch wordt geactiveerd, gebaseerd op een proportionele integrerende regelaar (PI) en wordt die gebruikt om de problemen gelieerd aan de ACE binnen het kwartier te regelen. De tertiaire reserve (mFRR), die manueel wordt geactiveerd, neemt een deel van de aFRR dan over of vult die dan aan wanneer het volume hiervan niet volstaat. Ze bestaat uit incrementele vrije biedingen bepaald in het CIPU-contract en het bidladder platform (Incremental bids), de mFRR-reserve gecontracteerd op technische of niettechnische CIPU-eenheden die op het ELIA-net of de distributienetten zijn aangesloten en waarvan sommige geaggregeerd kunnen worden (contracten R3-standaard en R3 flex8), en tertiaire reserve die gedeeld wordt met andere TNB's (tertiaire bijstandsreserve tussen TNB’s, hierna "inter-TNB reserve"). Wanneer een eenheid uitvalt, neemt de aFRR deel aan de compensatie, zonder de totaliteit ervan 7 Zie http://www.elia.be/en/users-group/Working-Group_Balancing/Projects-and-Publications/Dynamic-dimensioning-ofFRR-needs. 8 De reserves “R3 standaard” en “R3 flex” zijn mFRR-producten die ELIA heeft ontwikkeld en vanaf januari 2017 werden geïmplementeerd. Deze benamingen van beide producten blijven in dit document behouden want de actoren van de markt kennen producten goed onder die naam. 14/30 alleen te verzekeren. In deze omstandigheden wordt ze aangevuld door de mFRR-reserve. Het is dus de hele FRR die de onbalans als gevolg van het uitvallen van de eenheid compenseert. De aFRR-reserve moet volledig kunnen worden “vrijgemaakt” (van 0 MW tot het maximum) in 7 en een half minuten, zodat ELIA binnen een kwartier kan overgaan van een activering van het hele vermogen downward naar een activering van het hele vermogen upward, of omgekeerd. De mFRR-reserves moeten binnen het kwartier volledig kunnen worden "vrijgemaakt".
  6. Artikel 157
(2)van de SOGL voert het begrip probabilistische dimensioneringsmethode in. Deze methode is gebaseerd op historische gegevensreeksen van LFC-blokonbalansen gedurende een periode van ten minste één jaar die ten vroegste zes maanden vóór de datum waarop de berekeningen worden gemaakt, afloopt. Deze methode moet de doelstellingen van de FRCE-parameters van het LFCblok naleven en rekening houden met elke verwachte significante verandering in de distributie van de onbalansen van het LFC-blok en andere relevante beïnvloedende factoren in aanmerking nemen voor de gehanteerde tijdsperiode. Het resultaat van de toepassing van de methode moet twee voorwaarden naleven: - de aldus bepaalde reservecapaciteit in de vorm van FRR mag niet kleiner zijn dan de positieve dimensionerende uitvalsituatie van het LFC-blok (art. 157
(2)(e) van de SOGL); - de aldus bepaalde reservecapaciteit in de vorm van FRR moet voldoende zijn om de positieve onbalansen van het LFC-blok gedurende minstens 99 % van de tijd te dekken, op basis van de voornoemde geregistreerde historische gegevens (art. 157
(2)(h) van de SOGL). De positieve dimensionerende uitvalsituatie is het verlies van de grootste kerneenheid, zijnde 1.039 MW. In 2018 werd er voorzichtigheidshalve van uitgegaan dat door een werking in gemeenschappelijke modus, deze uitvalsituatie het verlies was van het hele offshore windmolenpark bij een storm. Een studie toonde sindsdien aan dat, door middel van het nemen van enkele begeleidende maatregelen, deze gemeenschappelijke modus een kleinere impact had dan de storing van de grootste kerneenheid, die dan de positieve dimensionerende uitvalsituatie van de FRR wordt. ELIA heeft bijgevolg in 2011 een nieuwe (voornamelijk) probabilistische methode ontwikkeld voor het bepalen van het secundair en tertiair reservevermogen in
  1. Deze methode werd in de loop der jaren door ELIA vervolledigd en tot in 2017 gebruikt voor de reserves van
  2. Met inachtname van enkele evoluties wordt ze nog gebruikt in het voorstel van ELIA voor de reserves van
  3. De grondslag van de methode, ongeacht of het voor FRR of voor aFRR is, bestaat dus in het bepalen van de reserves die toelaten het risico van een tekort aan reserve9 te beperken tot een vooraf bepaalde waarde (Pdef). Om het risico op een dergelijk tekort te evalueren convolueert10 de probabilistische methode de kansdichtheidsverdeling van de oorzaken van de onbalans. De vergelijking van de resulterende curve en van de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel Pdef laat toe het vereiste reservevolume te bepalen.
  4. Daar waar de aFRR dient om ongewilde onbalansen in een normale situatie te compenseren en om de grote onbalansen in de zone gedeeltelijk te compenseren, laat de mFRR enerzijds toe de aFRR 9 Met andere woorden, de waarschijnlijkheid dat de reserves ontoereikend zouden zijn om de in acht genomen onbalansen te dekken. 10 Convolutie is een wiskundige techniek die toelaat de kansdichteidsverdeling van een som van onafhankelijke kansvariabelen, waarvan men de individuele kansdichtheidsverdelingen kent, te berekenen. In dit geval worden de oorzaken van de onbalans als kansvariabelen beschouwd. 15/30 te desatureren tijdens langdurige activeringen, en anderzijds de aFRR aan te vullen om het hoofd te bieden aan belangrijke onbalansen in de zone. Doordat ze automatisch geactiveerd wordt en gebruikt wordt om ongewilde onbalansen in een normale situatie te compenseren, streeft de aFRR ernaar om een goede kwaliteit voor de regeling van de zone (ACE) binnen het kwartier te behouden. De hele FRR wordt, met het oog op de compensatie van grote onbalansen van lange duur, meer in het bijzonder rechtstreeks gekoppeld aan het behoud van de veiligheid van de zone. Om daarmee rekening te houden, bepaalt ELIA de behoeften aan FRR op basis van de kwartieronbalansen, terwijl ze de behoeften aan aFRR bepaalt door zich te baseren op de variabiliteit van de kwartieronbalansen, bepaald als de variatie van de kwartieronbalans tussen opeenvolgende kwartieren. De onbalansen worden enerzijds veroorzaakt door onvoorziene gebeurtenissen en anderzijds door voorspellingsfouten. Afhankelijk van de beschouwde onbalansbron, wordt de kansdichtheidsverdeling bepaald aan de hand van hetzij tijdreeksen, hetzij gekende verdelingen afkomstig van probabilistische modellen. Het gebruik van tijdreeksen, als ze gekend zijn, heeft twee voordelen: de variatie tussen opeenvolgende kwartieren kan worden berekend en het laat toe om, door sommering, de historische correlatie tussen onbalansbronnen in rekening te brengen. Naargelang het type van reserve waarvan ze de behoefte (FRR of aFRR) wil bepalen, gebruikt ELIA de probabilistische methode met verschillende waarden voor de parameters:
  5. - de voorspellingshorizon, met andere woorden de tijd die is verlopen tussen het ogenblik waarop de analyse wordt gemaakt en het begin van de onderzochte periode, - de beschouwde periode, m.a.w. het aantal uren gedurende dewelke de methode de kans op uitvallen toepast, zodanig dat alle mogelijke combinaties van uitvallen van productieeenheden in deze periode in rekening worden gebracht, - de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve (Pdef): De door ELIA uitgewerkte methode bestaat uit verschillende stappen: - de bepaling van de FRR-behoeften, - de bepaling van de aFRR-behoeften, - de bepaling van de mFRR-behoeften. In 2017 was ELIA, voor de reserves van 2018, overgegaan tot een voorafgaande analyse om te evalueren in welke mate het aangewezen is dat dit beroep op de netting11 van de onbalansen met die van andere regelzones aan de hand van het mechanisme van de IGCC in acht moet worden genomen in de dimensionering van de aFRR-reserves en/of mFRR. Sindsdien impliceert de invoering van de SOGL dat het niet aangewezen is om dit in acht te nemen in de dimensionering van de FRR-reserves.
  6. De in aanmerking genomen onbalansoorzaken voor de dimensionering van het geheel van de FRR zijn die waarvan het effect langer duurt dan een kwartier: 11 - de verliezen van de productie-eenheden en van de interconnectie Nemo Link, - fout op de vooruitzichten inzake wind- en zonne-energieproductie, Netting is een procedure die het mogelijk maakt onbalansen tussen regelzones in tegengestelde richtingen te compenseren. 16/30 - de andere onbalansen veroorzaakt door: • de fout op het afnamevooruitzicht, voor het deel dat niet gecompenseerd wordt door de ARP in intraday, • onvolkomenheden van de afnameopvolging door de productie, te wijten aan de uurlijkse tijdsintervallen van de beschikbare producten op de markt, • uitvallen op het niveau van de vraag, • grote plotse schommelingen in de uitwisselingsprogramma’s met de naburige regelzones, • andere niet-identificeerbare onbalansen veroorzaakt door de ARP’s, • het verschil tussen de compensatie van de verliezen en het verliesniveau op dat ogenblik.
  7. Andere beschouwde onbalansoorzaken voor de dimensionering van aFRR zijn die waarvan het effect zich in de variatie tussen opeenvolgende kwartieren laat gevoelen: - de variabiliteit van de voorspellingsfout van wind- en zonne-energieproductie, - de variabiliteit van de andere onbalansen veroorzaakt door: • de fout op het afnamevooruitzicht, voor het deel dat niet gecompenseerd wordt door de ARP in intraday, • onvolkomenheden van de afnameopvolging door de productie, te wijten aan de uurlijkse tijdsintervallen van de beschikbare producten op de markt, • uitvallen op het niveau van de vraag, • grote plotse schommelingen in de uitwisselingsprogramma’s met de naburige regelzones, • andere niet-identificeerbare onbalansen veroorzaakt door de ARP’s, • het verschil tussen de compensatie van de verliezen en het verliesniveau op dat ogenblik.
  8. De mFRR-reserve die ELIA moet verwerven om ze ter beschikking van de ARP’s te stellen, wordt berekend als de nodige aanvulling bij de aFRR-reserve om de FRR-reserve van het standaardsysteem te verkrijgen.
  9. Over het algemeen merkt de CREG op dat ELIA de voorgestelde methodologie in de zin van art. 157 van de SOGL voor de secundaire en tertiaire reserves heeft uitgewerkt. Op basis van de historische gegevens over kwaliteitsindicatoren stelt de CREG echter vast dat de kwaliteit van de regeling van de door ELIA beheerde zone sinds enkele jaren beduidend te goed is in vergelijking met de vooropgestelde doelstellingen, waardoor dit niet de beste oplossing is voor een optimale efficiëntie van het systeem. Zij is derhalve van oordeel dat er in de door ELIA voorgestelde methode een deel ontbreekt om de behoeften in dergelijke gevallen te kunnen beperken. Aangezien de toepassing van artikel 157 pas echt effectief wordt wanneer de LFC-blokovereenkomst wordt voorgesteld en goedgekeurd door de CREG, kan de CREG deze methode tijdelijk aanvaarden.
  10. De CREG is dan ook van mening dat de door ELIA voorgestelde methodes een dimensionering van de automatische secundaire regelbehoeften en van de manuele tertiaire regelbehoeften mogelijk maken. 17/30 Bijgevolg is de CREG van mening dat de door ELIA voorgestelde evaluatiemethodes aanvaardbaar zijn en keurt deze goed. De CREG herhaalt echter dat ze zich in de huidige beslissing niet over enig onbalanstarief uitspreekt. 3.4.
  11. Bepaling van de FRR-reservebehoeften
  12. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode toe voor het bepalen van het secundair en tertiair FRR-reservevermogen. De voornaamste parameters van het probabilistische model worden bepaald op basis van de volgende gegevens, waarover ELIA in juli 2018 beschikte. - Voor 2019 stijgt het voorziene geïnstalleerde windenergievermogen van 551 MW in januari (301 MW offshore) tot 1.380 MW in december (881 MW offshore) ten opzichte van diezelfde maanden van 2017, die in de methode als referentie worden genomen (totale voorziene geïnstalleerde windenergie-vermogen in december 2019: 4.173 MW, waarvan 2.414 MW onshore et 1.759 MW offshore)
  13. Dit stemt dus overeen met een toename van de geïnstalleerde windenergiecapaciteit met 49 % tussen eind 2017 en eind
  14. - Voor 2019 stijgt het voorziene geïnstalleerde zonne-energievermogen van 365 MW in januari tot 830 MW in december ten opzichte van diezelfde maanden van 2017, die in de methode als referentie worden genomen (totale voorziene geïnstalleerde zonneenergievermogen in december 2019: 4.356 MW). Dit stemt dus overeen met een toename van 24 % van de geïnstalleerde zonne-energiecapaciteit tussen eind 2017 en eind
  15. - De periode waarin de reeks onbalanswaarden van het LFC-blok wordt opgemeten loopt van juli 2017 tot juni 2018, met uitzondering van het uitvallen van de centrales. - De voorspellingen gaan tot één jaar. - De beschouwde periode bedraagt 8 uur. - De waarde van de aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve (Pdef) is gebaseerd op de waarde van 99 % vermeld in art. 157
(2)(h) van de SOGL, zijnde 1 %. De evaluatie van de onbalansoorzaken is gebaseerd op volgende overwegingen: - Het percentage aan uitvallen van eenheden werd overgenomen uit een synthese, per type van centrale, van de informatie vervat in de logboeken van het nationale controlecentrum. Voor Nemo Link, werd een waarschijnlijkheid van 2 uitvallen per jaar aangenomen op basis van het aantal uitvallen van andere HVDC kabels, bij gebrek aan historische gegevens eigen aan Nemo Link. - Voor het bijkomende geïnstalleerde vermogen ten opzichte van 2017-2018 worden de voorspellingsfouten met betrekking tot de productie van windenergie en van zonneenergie afzonderlijk gemodelleerd, op basis van statistieken van voorspellingsfouten in day ahead en intraday voor elk type van bronnen. - Alle andere onbalansoorzaken worden samen beoordeeld, op basis van de gegevens over residuele onbalans van het systeem in 2017-2018 die buiten de uren van uitvallen van bovenvermelde productie-eenheden werden opgetekend; deze onbalansoorzaken 12 Deze gegevens zijn in januari 2017 beschikbaar en worden door ELIA gebruikt voor de bepaling van de strategische reservevolumes. 18/30 omvatten dus de voorspellingsfouten betreffende de vraag alsook betreffende de reeds in deze periode geïnstalleerde wind- en zonne-energieproductie. In 2012 heeft ELIA een gemiddelde residuele onbalans van het systeem vastgesteld gelijk aan 64 MW. In 2013 bedroeg deze gemiddelde residuele onbalans 41 MW, in 2014 2,5 MW, in 2015 4 MW, in 2016 16,6 MW en in 2017 23,0 MW, dit is een stijging van de longpositie. ELIA heeft de oorzaken van deze residuele onbalans bestudeerd en toont aan dat de gevoelige stijging van de geïnstalleerde capaciteit van hernieuwbare eenheden deze trend zou kunnen versterken. Door de verbetering van de incentives en van de informatie die aan de ARP wordt overgemaakt, zou de onbalans van de portefeuille van de ARP’s moeten verminderen. ELIA heeft dus op de onbalans van het LFC-blok een daling van 2 % toegepast voor de in aanmerking genomen periode. Door het toepassen van de probabilistische methode met de waarden van de parameters bepaald volgens de hierboven uiteengezette principes, komt ELIA tot een waarde van 990 MW aan secundair en tertiair reservevermogen (FRR) voor de behoeften van het LFC-blok in
  1. Dit volume mag echter niet kleiner zijn dan dat van de positieve dimensionerende uitvalsituatie, zijnde 1.039 MW. Het is dus deze laatste waarde die voor de behoeften gebruikt wordt.
  2. De CREG geeft haar goedkeuring voor de opwaartse FRR-reservebehoeften die door ELIA voor 2019 bepaald werden, meer bepaald 1.039 MW. 3.4.
  3. Bepaling van de aFRR-reservebehoeften
  4. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode voor het bepalen van het secundair aFRR-reservevermogen voor 2019 toe. De voornaamste parameters van het probabilistische model worden bepaald op basis van de volgende principes. - De beschouwde periode bedraagt 8 uur. - De aanvaarde waarschijnlijkheidsdrempel voor het tekort aan reserve (Pdef) is gebaseerd op de in 2014 vastgestelde en in 2015 gebruikte Pdef-waarde voor de aFRR van 2016, zijnde 21%; deze waarde is aanzienlijk lager dan deze vastgesteld in de jaren voor 2014, daar deze gemiddeld rond 27% lag in de jaren 2011 tot 2013; dit is het gevolg van een aanzienlijke kwaliteitsverbetering van de regeling van de ACE13; in het systeem van ENTSO-E wordt de kwaliteit van de regeling van de ACE gemeten door middel van indicatoren; de belangrijkste indicator waarop de evaluatie van de kwaliteit van de regeling steunt, is de standaardafwijking van de ACE (σACE), waarvan de waarde regelmatig maar op gevoelige wijze tussen 2011 en 2014 is verminderd. Deze verbeteringen vinden hun oorsprong in verschillende factoren; waaronder de vermindering van de onbalansen van de ARP's als gevolg van de door ELIA getroffen maatregelen, en van de invoering van een nieuwe tarifering van de onbalansen, evenals van het toenemende belang van de compensatie van de onbalansen tussen regelzones binnen de IGCC. - Voor 2019 hanteert ELIA de Pdef-waarde van de voor 2018 gebruikte waarschijnlijkheidsdrempel (21%), volgens de overweging dat het niet zeker is dat de verbetering van de volatiliteit van de onbalansen van het systeem (σACE) een structurele tendens weergeeft aangezien de kwaliteit van het ACE in 2016 en 2017 licht is gestegen 13 In afwachting van het voorstel en de goedkeuring van de kwaliteitsdoelstellingen die begroot worden door de richtwaarden van de FRCE parameters in de SOGL. 19/30 t.o.v. 2014 en sterker is gestegen t.o.v.
  5. De verbetering van de regelkwaliteit die de voorbije jaren werd vastgesteld, kan gedeeltelijk worden verklaard door 2 elementen: • het effect van de overgang van het onbalansmechanime naar het "single marginal pricing" mechanisme sinds 2012 en een continue verbetering van de publicaties en communicaties van ELIA naar de marktspelers, • de deelname van de LFC-blokken aan het IGCC-proces sinds oktober 2012, alsook de toename van deze uitwisselingen sinds Frankrijk zich in 2016 bij het proces heeft aangesloten. Hoewel de deelname aan het IGCC tot een aanzienlijke verbetering van de kwaliteit van de regeling heeft geleid, is het niet nodig deze deelname expliciet in aanmerking te nemen in de aFRR-dimensionering. Enerzijds impliceert de koppeling van de SOGL en de EBGL immers niet dat hier uitdrukkelijk rekening mee wordt gehouden. En verder zal de impact ervan automatisch worden geïntegreerd in het dimensioneringsproces zodra ELIA de inachtneming van kwaliteitsdoelstellingen zoals gespecificeerd in artikel 157
(2)(b) van de SOGL in haar methode heeft geïntegreerd. - De intra-kwartiervariabiliteit van de residuele fout van de voorspellingen van de productie door de geïnstalleerde wind- en zonne-energiecapaciteit na 2017-2018, wordt berekend op basis van het verschil van de residuele fouten van de voorspellingen inzake wind- en zonne-energieproductie tussen opeenvolgende kwartieren in de tijdreeksen gebruikt bij de dimensionering van de behoeften aan FRR. - De intra-kwartiervariabiliteit van de residuele onbalans van het systeem wordt berekend op basis van het verschil van de residuele onbalansen van het systeem tussen opeenvolgende kwartieren in de tijdreeksen gebruikt bij de dimensionering van de behoeften aan FRR, met uitzondering van de uitvallen van de productie-eenheden en van de interconnectie Nemo Link.
  1. Voor de bepaling van de behoeften aan aFRR past ELIA de goedgekeurde methode toe met de waarden van de parameters bepaald volgens de hierboven uiteengezette principes. Om een Pdef van minder dan 21 %, zoals hierboven vermeld, te respecteren moet er 145 MW aFRR worden voorzien.
  2. De CREG geeft haar goedkeuring aan de reservebehoefte aan aFRR die ELIA voor 2019 heeft bepaald, zijnde 145 MW. 3.4.
  3. Bepaling van de mFRR-reservebehoeften
  4. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode voor de bepaling van de behoefte aan tertiair mFRR-reservevermogen toe. Zodoende berekent ze de behoefte aan tertiair mFRR-reservevermogen mFRR als het complement dat aan het hierboven bepaalde secundair reservevermogen aFRR moet worden toegevoegd om het nodige FRR-reservevermogen te verkrijgen. Zo bedraagt de behoefte aan mFRR-vermogen, op basis van een behoefte aan 1.039 MW FRRvermogen en 145 MW aFRR-vermogen, voor 2019, 1.039 – 145 = 894 MW.
  5. De CREG keurt de behoefte aan mFRR-reservevermogen van 894 MW, zoals bepaald door ELIA voor 2019, goed. 20/30 3.4.
  6. Bepaling van de FRR-reservemiddelen
  7. Zoals hierboven vermeld, zorgt de invoegetreding van de SOGL en de EBGL ervoor dat er een onderscheid wordt gemaakt tussen de dimensionering van de reservebehoeften (art. 157 van de SOGL) en de bepaling van de middelen om deze behoeften te dekken (art. 32
(2)van EBGL). De verschillende opties met betrekking tot de middelen zijn gedefinieerd in artikel 32
(1)van de EBGL. De toewijzing houdt rekening met de volgende opties voor de levering van de reservecapaciteit:
(1)de inkoop van balanceringscapaciteit die binnen het LFC-blok werd gecontracteerd. De levering van deze capaciteit wordt verondersteld een dubbele garantie te hebben, zijnde 100 %.
(2)het delen van de reserves, in voorkomend geval, overeenkomstig de in artikel 157 van de SOGL gedefinieerde beperkingen voor de FRR-reservecapaciteit;
(3)Het volume niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen die naar verwachting desgevallend beschikbaar zullen zijn binnen hun LFC-blok. Het delen van reserves en de volumes niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen worden alleen in aanmerking genomen voor de mFRR, aangezien de tenuitvoerlegging van het delen van aFRRreserves momenteel niet is gepland voor het LFC-blok en dat de ontwikkeling van een kader ter bevordering van de ontwikkeling van niet-gecontracteerde biedingen voor de aFRR-reservecapaciteit, voor de komende jaren is gepland. Rekening houdend met een gegarandeerde beschikbaarheid van deze aFRR-balanceringscapaciteit, zijn de behoeften van aFRR gelijk aan de balanceringscapaciteit die is gecontracteerd door de TNB, d.w.z. het secundaire reservevermogen waarvoor ELIA goedkeuring aanvraagt. Voor 2019 ging ELIA de beschikbaarheidsstatistieken van de verschillende gecontracteerde balanceringscapaciteiten na (op basis van de waarnemingen gedurende het onderzochte jaar) bij de bepaling van de FRR-middelen (mFRR en aFRR). In de praktijk kon dit resulteren (in geval van een beschikbaarheid van minder dan 100 %) tot een totale capaciteit van de FRR-middelen die groter kan zijn dan de behoeften aan FRR. Toch verantwoorden meerdere elementen de inachtname van een beschikbaarheidsparameter gelijk aan 100 % voor het jaar 2019:
(1)de BSP-modaliteiten en voorwaarden definiëren, in overeenstemming met de SOGL, een gegarandeerde beschikbaarheid voor de levering van balanceringscapaciteit;
(2)de aanwezigheid van een secundaire markt stelt BSP's in staat hun verplichtingen over te dragen na onbeschikbaarheid in geval van een gedwongen stillegging of onderhoud (of zelfs om economische redenen),
(3)de waargenomen beschikbaarheid toont waarden van, respectievelijk, 99,9% en 99,8% in 2017 voor, respectievelijk, het gecontracteerde secundaire en tertiaire reservevermogen (vergeleken met 99,9% en 97,1% in 2016).
  1. Bijgevolg bepaalt ELIA de opwaartse FRR-middelen als gelijk zijnde aan de behoeften, meer bepaald 1039 MW. ELIA bepaalt ook de aFRR-middelen voor 2019 als gelijk zijnde aan de behoeften, meer bepaald 145 MW.
  2. Hieruit vloeit voort dat de opwaartse mFRR-middelen ook gelijk zijn aan de behoeften, zijnde 894 MW. Overeenkomstig artikel 32
(1)van de EBGL bestaan deze mFRR-middelen uit het volume voor het delen van reserves, de volumes niet-gecontracteerde balanceringsbiedingen en de volumes balanceringscapaciteit. 21/30 43. Het delen van FRR met de LFC-blokken heeft momenteel betrekking op de reserves die manueel geactiveerd kunnen worden (mFRR). In art. 157
(2)(j) van de SOGL is bepaald dat de TSO's van een LFC-blok hun opwaartse FRR-capaciteit mogen beperken door overeenkomsten te sluiten voor het delen van reserves met andere LFCblokken, op voorwaarde de beperking te begrenzen (in continentaal Europa): - tot het verschil, indien dit positief is, tussen de omvang van de positieve dimensionerende uitvalsituatie en de FRR-reservecapaciteit die vereist is om de positieve onbalansen van het LFC-blok gedurende 99 % van de tijd te dekken, op basis van de historische registraties die voor de dimensionering gebruikt worden; - tot 30% van de omvang van de positieve dimensionerende uitvalsituatie, dit is 315 MW in ons geval. Voor 2019, voorziet om twee overeenkomsten te hebben die het delen van FRR (niet gegarandeerd) met de naburige TNB's bevorderen: - een overeenkomst voor het delen van 350 MW met TenneT NL (beschikbaarheid van 98,9 % in 2017); - een assistentiecontract van 350 MW met RTE (beschikbaarheid van 98,9 % in 2017). Voor het gebruik van deze te delen FRR-capaciteiten bij het bepalen van de omvang, houdt de TNB rekening met de beperkingen die zijn vastgesteld in de FRR-overeenkomsten voor het delen van FRRreservecapaciteit die worden toegepast in geval van inbreuk op de operationele veiligheid en de FRR beschikbaarheidsvereisten. Ondanks de daling van het betrouwbaarheidspercentage van 99,9% (in 2018) naar 99,0% (in 2019) in de methodologie, wil ELIA voorzichtig blijven met deze productiemiddelen omdat ze niet gegarandeerd zijn. Contractueel gezien moet ELIA ook de voorziene activeringen beperken want de activering van de te delen reserves moet een uitzonderlijke maatregel blijven. Gelet op deze elementen heeft ELIA de in de dimensionering gebruikte deelcapaciteit beperkt tot 50 MW.
  1. Na analyse van de historische beschikbaarheid van niet-gecontracteerde energiebiedingen toont ELIA aan dat het niet mogelijk is om een volume met een aanvaardbare beschikbaarheidsgraad te garanderen zolang een statische dimensioneringsmethode wordt toegepast. Rekening houdend met alle thermische eenheden die niet deelnemen aan de gecontracteerde balanceringscapaciteit (de pomp-turbinecentrales worden niet in aanmerking genomen vanwege hun energiebeperkingen), zou ELIA dus een vermogen van 0,4 MW hebben met een beschikbaarheid van 99%. Bovendien is uit een recente studie van ELIA gebleken dat de impact van niet-gecontracteerde biedingen idealiter over langere perioden moet worden onderzocht om winst op korte termijn met negatieve gevolgen op langere termijn te voorkomen.
  2. Op basis van deze analyse stelt ELIA voor om de mFRR-middelen te verdelen in 50 MW voor het delen van reserves en 844 MW gecontracteerde balanceringscapaciteit van het mFRR-product, met dien verstande dat een minimum van 314 MW van de R3-standaard moet worden gecontracteerd, waarbij het saldo om het volume van 844 MW te bereiken door een flex R3-contractualisering wordt verzekerd.
  3. De CREG keurt het te contracteren volume tertiaire reserve van 844 MW voor 2019, met een minimum van 314 MW R3-standaard en het saldo in R3-flex, goed. 22/30 3.
  4. NEERWAARTSE FRR-RESERVES
  5. Tot eind 2018 werden de negatieve onbalansen van het LFC-blok (productieoverschotten) gedekt door de aFRR-balanceringscapaciteit, het delen van reserves met Frankrijk en Nederland en niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen. In 2019, met de ingebruikname van de Nemo Link-interconnectie en nieuwe offshore windmolenparken, dient er onderzocht te worden of de neerwaartse FRR-behoeften nog voldoende gedekt zijn zonder extra balanceringscapaciteit te contracteren. Bovendien schrijft artikel 119 van de SOGL voor dat ELIA uiterlijk op 14 september 2018 een voorstel moet indienen betreffende de regels voor de FRR-dimensionering, en dus van de negatieve (neerwaartse) FRR, en dat ELIA over voldoende middelen beschikt om in deze behoeften te voorzien. Na haar studie over dynamische dimensionering14, stelt ELIA voor om geleidelijk te evolueren naar een dynamische benadering voor de dimensionering van de negatieve (neerwaartse) FRR, zoals hierboven vermeld. Voor 2019 stelt zij voor om een vereenvoudigde versie van de methode toe te passen (in de studie de "outage only"-methode genoemd) om de neerwaartse FRR-behoeften te kunnen evalueren. ELIA is van plan om in 2020 een tweede versie van deze methode te implementeren, samen met de implementatie van dezelfde methode voor opwaartse FRR-reserves, gebaseerd op meer verfijnde algoritmes (in de studie "machine learning"-methode genoemd). De dynamische dimensioneringsmethode laat toe om de benodigde FRR-reservecapaciteit die dagelijks nodig is, d.w.z. voor elke periode van 4 uur van de volgende dag, te berekenen. Net als voor de opwaartse FRR-reserve, maakt ELIA een onderscheid tussen de neerwaartse FRRbehoeften en de neerwaartse FRR-middelen: 3.5.
  6. - de neerwaartse FRR-behoeften wordt overeenkomstig artikel 157 van de SOGL bepaald als de FRR-reservecapaciteit, en ook als het aandeel aFRR en mFRR die nodig zijn om de onbalansen in het LFC-blok te dekken; de neerwaartse aFRR-behoeften zijn gelijk aan de opwaartse waarde die reeds door ELIA is vastgesteld15; - de neerwaartse mFFR-middelen bepalen de optimale voorziening van neerwaartse reservecapaciteit. Overeenkomstig artikel 32 van de EBGL moeten de FRR-behoeften worden gedekt door de aankoop van balanceringscapaciteit, het delen van reserves en niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen; de spreiding tussen deze middelen wordt bepaald na een ELIA-analyse; de neerwaartse aFRR-balanceringscapaciteit wordt verondersteld gelijk te zijn aan de opwaartse aFFR-balanceringscapaciteit die wordt bepaald zoals hierboven beschreven
  7. Methode voor de bepaling van de FRR-reservebehoeften
  8. In 2019 zal ELIA op een dagelijkse basis de FRR-behoeften voor de dag nadien bepalen. Elke dag zal ELIA de FRR-behoeften voor elke periode van vier uur, rekening houdend met de laatste gegevens (LFC-blokonbalansen), inclusief het geplande programma van Nemo Link, berekenen. Deze methodologie maakt het mogelijk de FRR-behoeften aan te passen om de risico's op onbalansen in het LFC-blok aan te pakken. 14 Zie http://www.elia.be/en/users-group/Working-Group_Balancing/Projects-and-Publications/Dynamic-dimensioning-ofFRR-needs. 15 Zie paragraaf 37 hierboven. 16 Zie paragraaf 41 hierboven. 23/30 Net als voor de opwaartse FRR-dimensioneringsmethode: - de dimensioneringsmethode voor de FRR-behoeften is een probabilistische methode; zij laat toe om zich ervan te vergewissen dat de neerwaartse FRR-behoeften toereikend zijn om de negatieve onbalansen van het LFC-blok gedurende minstens 99 % van de tijd te dekken; - de negatieve reservecapaciteit is niet kleiner dan de negatieve dimensionerende uitvalsituatie van het LFC-blok, dat in artikel 3 van de SOGL wordt gedefinieerd als de grootst mogelijke onbalans in het werkzame vermogen die onmiddellijk binnen het LFCblok kan optreden, in negatieve zin (productie-overschot); de waarde ervan hangt af van het programma van de interconnectie Nemo Link (1000 MW): het uitvallen van deze interconnectie in een exportsituatie kan aanzienlijke negatieve onbalansen veroorzaken. De FRR-behoeften zijn gelijk aan het maximum tussen het resultaat van de probabilistische methode en de omvang van de negatieve dimensionerende uitvalsituatie. De FRR-dimensioneringsmethode bestaat uit drie stappen: - stap 1: bepaling van de waarschijnlijkheidsverdeling van de onbalansen van het LFC-blok; de gebruikte tijdreeks dekt de kwartierwaarden van een periode van één jaar die ten laatste eindigt op de laatste dag van maand M-2; de perioden van gedwongen stillegging van de productie-eenheden en de interconnectie Nemo Link, die niet representatief zijn, worden hiervan uitgesloten omdat deze uitzonderlijke gebeurtenissen onder stap 2 vallen; de aldus bepaalde verdeling wordt elke maand geüpdatet. - stap 2: bepaling van de waarschijnlijkheidsverdeling van de gedwongen stilleggingen; deze gedwongen stillegging heeft vrijwel uitsluitend betrekking op de interconnectie Nemo Link in de verschillende modi (importmodus, exportmodus, onbepaald17 of onderhoudsmodus), omdat onbalansen in beide richtingen gecompenseerd kunnen worden; - stap 3: berekening van de FRR-, aFRR- en mFRR-behoeften; de verdelingscurves van stap 2 zijn geconvolueerd om een verdelingscurve te verkrijgen van de negatieve onbalansen; de behoefte wordt bepaald door een volume waarmee gedurende 99% van de tijd negatieve onbalansen gedekt kunnen worden; de aldus bepaalde behoeften worden vergeleken met de omvang van de negatieve dimensionerende uitvalsituatie, die ook afhangt van het verschil tussen de prijzen op de Belgische en Britse day-aheadmarkten en de uiteindelijke waarde van de behoefte is de kleinste van de twee (groter in absolute waarde).
  9. Zoals hierboven verduidelijkt, worden de neerwaartse aFRR-behoeften beschouwd als gelijk zijnde aan de opwaartse behoeften.
  10. De neerwaartse mFRR-behoeften worden, net als in het geval van de opwaartse mFRR, beschouwd als gelijk zijnde aan het verschil tussen de neerwaartse FRR-behoeften en de neerwaartse aFRR-behoeften.
  11. De CREG geeft haar goedkeuring aan de methode die door ELIA wordt toegepast voor de neerwaartse reservebehoeften voor
  12. 17 De bedrijfswijze van de interconnectie hangt af van de richting van het verschil tussen de Belgische en Britse day-aheadmarkttarieven: voor een verschil tussen -7 €/MWh en +7 €/MWh is de voorziene modus onbepaald; boven 7 €/MWh (in absolute waarde), dan wordt de interconnectie beschouwd als zijnde hetzij in import- hetzij in exportmodus, afhankelijk van het teken van het verschil. 24/30 3.5.
  13. Bepaling van de FRR-reservebehoeften
  14. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode voor het bepalen van de neerwaartse behoeften aan secundair FRR-reservevermogen voor 2019 toe. Volgens berekeningen van ELIA geeft de probabilistische methode een volume van 580 MW wanneer de interconnectie zich in export- of onbepaalde modus bevindt, en 530 MW wanneer de interconnectie zich in import- of onderhoudsmodus bevindt. Bovendien is de omvang van de negatieve dimensionerende uitvalsituatie gelijk aan 1000 MW wanneer de interconnectie zich in de export- of onbepaalde modus bevindt en aan 0 MW wanneer de interconnectie zich in de import- of onderhoudsmodus bevindt. De behoefte bedraagt dus 1000 MW wanneer de interconnectie zich in export- of onbepaalde modus bevindt, en 530 MW wanneer de interconnectie zich in import- of onderhoudsmodus bevindt.
  15. De CREG keurt de aldus berekende neerwaartse FRR-behoefte, zijnde 1000 MW wanneer de interconnectie zich in export- of onbepaalde modus bevindt en 530 MW wanneer de interconnectie zich in import- of onderhoudsmodus bevindt, goed. 3.5.
  16. Bepaling van de aFRR-reservebehoeften
  17. De neerwaartse aFRR-behoeften worden beschouwd als gelijk zijnde aan de opwaartse aFRRbehoeften, dit is 145 MW.
  18. De CREG keurt de neerwaartse aFRR-behoefte van 145 MW goed. 3.5.
  19. Bepaling van de mFRR-reservebehoeften
  20. ELIA past de hierboven voorgestelde en goedgekeurde methode voor de bepaling van de behoefte aan tertiair mFRR-reservevermogen toe. Zodoende berekent ze de behoefte aan tertiair mFRR-reservevermogen als het complement dat aan het hierboven bepaalde secundair aFRRreservevermogen moet worden toegevoegd om het nodige FRR-reservevermogen te verkrijgen.
  21. Zo varieert de neerwaartse behoefte aan mFRR in functie van de modus van de interconnectie Nemo Link: - wanneer de interconnectie zich in exportmodus of in onbepaalde modus bevindt, bedraagt de behoefte aan mFRR, op basis van een behoefte van 1.000 MW aan FRR en van 145 MW aan aFRR, voor 2019 1.000 – 145 = 855 MW; - wanneer de interconnectie zich in importmodus of in onderhoudsmodus bevindt, bedraagt de behoefte aan mFRR, op basis van een behoefte van 530 MW aan FRR en van 145 MW aan aFRR, voor 2019 530 – 145 = 385 MW;
  22. De CREG keurt de aldus berekende neerwaartse mFRR-behoefte, zijnde 855 MW wanneer de interconnectie zich in export- of onbepaalde modus bevindt en 385 MW wanneer de interconnectie zich in import- of onderhoudsmodus bevindt, goed. 25/30 3.5.
  23. Bepaling van de FRR-reservemiddelen
  24. Net als voor opwaartse reserve zijn de middelen samengesteld uit de volgende productiemiddelen: - de binnen het LFC-blok gecontracteerde balanceringscapaciteit; - het delen van reserves; - het volume niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen die in het LFC-blok beschikbaar zouden moeten zijn.
  25. De middelen die als gelijk worden beschouwd aan de behoeften voor de neerwaartse aFRR; de hierboven vermelde mFRR-middelen dekken de neerwaartse mFRR-behoeften en hun beschikbaarstelling moet optimaal zijn, volgens art. 32
(1)van de EBGL.
  1. Het delen van de reserves is onderworpen aan verschillende, reeds vermelde beperkingen mutatis mutandis voor de opwaartse reserve. Daarvan is de vermindering van de negatieve FRRreservecapaciteit beperkt tot het verschil, indien dit positief is, tussen de omvang van de negatieve dimensionerende uitvalsituatie (1000 MW) en de FRR-reservecapaciteit die nodig is om de historische negatieve onbalansen van de LFC-blokken voor 99,0% van de tijd te dekken. Dit cijfer is berekend op basis van opeenvolgende historische gegevens die tussen juli 2017 tot en met juni 2018 werden opgetekend, inclusief historische waarden van onbalansen met een steekproef van 15 minuten. Het resultaat is gelijk aan 452 MW. Voor de neerwaartse reserve specificeert art. 157 van de SOGL echter niet dat het gebruik van het delen van neerwaartse reserves beperkt is tot 30% van de omvang van de negatieve dimensionerende uitvalsituatie. Het maximale deelpotentieel is dus gelijk aan 548 MW (of 1000 - 452) wanneer de interconnectie zich in export- of onbepaalde modus bevindt, en 0 MW wanneer de interconnectie zich in import- of onderhoudsmodus bevindt. Zoals eerder vermeld, hebben de overeenkomsten met TenneT en RTE elk betrekking op het delen van 350 MW, zonder rekening te houden met de beschikbaarheid van de netwerkcapaciteit. In 2017 bedroeg de gerapporteerde dienstbeschikbaarheid 98,9% voor elke aangrenzende LFC-blok.
  2. ELIA raamt het volume van de niet-gecontracteerde balanceringscapaciteitsbiedingen voor 2019 als volgt: - voor de coördineerbare thermische eenheden, houdt ELIA rekening met de geobserveerde biedingen in de periode juli 2017 - juni 2018; - de thermische eenheden met een beperkt coördineerbaarheidsniveau en de nucleaire eenheden worden buiten beschouwing gelaten; - voor windmolenparken schat ELIA dat er in de toekomst vrije biedingen zullen worden gedaan voor de incrementele geïnstalleerde capaciteit tussen de referentieperiode juli 2017 - juni 2018 en de beoogde periode in 2019; - Voor de pomp-turbinecentrales hield ELIA rekening met de beperkte beschikbaarheid van de balanceringsenergiebiedingen op basis van historisch geobserveerd gedrag; Uit een analyse van de beschikbaarheid van niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen blijkt een beschikbaarheid van 400 MW tegen 95,5% en 500 MW tegen 93,9%. Bovendien is ELIA van mening dat de Bidladder in 2019 bijkomende volumes zou moeten aantrekken.
  3. Uit de analyse die hierboven is gemaakt voor de middelen voor het delen van reserves en nietgecontracteerde balanceringscapaciteitsbiedingen blijkt dat er, gezien de verwachte verbeteringen in 26/30 de balanceringsmarkt, met een aanvaardbare waarschijnlijkheid voldoende neerwaartse reserves zijn om de neerwaartse mFRR-behoeften te dekken. Aangezien op dit ogenblik niet kan worden aangetoond dat het nodig is om neerwaartse mFRR-balanceringscapaciteit te contracteren, stelt ELIA voor om de gecontracteerde neerwaartse mFRR-balanceringscapaciteit vast te leggen op 0 MW voor
  4. ELIA stelt voor een ex-post analyse uit te voeren op basis van historische gegevens voor 2019 om na te gaan of de FRR-behoeften voldoende gedekt werden door de beschikbare middelen. Voor de behoeften stelt ELIA voor om de resultaten van de dynamische methode te gebruiken en ook rekening te houden met de beschikbare aFRR- en mFRR-middelen (niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen en delen van de FRR-reserves). Op basis van deze analyse zullen de middelen voor 2020 opnieuw worden geëvalueerd.
  5. De CREG is van oordeel dat, tot op heden, uit de historische gegevens niet blijkt dat het nodig is om neerwaartse mFRR-capaciteiten te contracteren. Ze vraagt zich dan ook af of dergelijke contracten voor 2019 wel moeten worden gesloten en geeft er dan ook de voorkeur aan geleidelijk verder te gaan. In dit verband keurt zij voor 2019 de aFRR-reservecapaciteit van 145 MW en de mFRRreservecapaciteit van 0 MW goed.
  6. De CREG steunt ook het voorstel van ELIA om een analyse uit te voeren van de middelen die nodig zijn om in de behoeften te voorzien, op basis van historische gegevens voor het volledige jaar 2019, met name vanaf de indienststelling van Nemo Link. De CREG vraagt ELIA echter om tijdig opnieuw contact op te nemen met de CREG om de methode van de ex-post analyse te bespreken alvorens ze toe te passen. 27/30 3.
  7. BIJKOMENDE OVERWEGINGEN VAN DE CREG
  8. De CREG wenst, rekening houdend met het belang van de bepaling van de reservevermogens voor de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet in de regelzone, in de huidige beslissing een aantal beschouwingen te maken met het oog op het ontwikkelen van een evaluatiemethode en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen in de toekomst.
  9. De CREG wenst dat ELIA haar in de toekomst blijft informeren door middel van een jaarlijks verslag over de beschikbaarheid en het gebruik van de inter-TNB reservevermogens ten behoeve van de Belgische regelzone. Ter illustratie van de vergelijkende analyse van de kwaliteit van de regeling in de verschillende regelzones in Europa, verzoekt de CREG ELIA nadrukkelijk er systematisch een kopie bij te voegen van de laatste vier kwartaalverslagen van de UCTE / ENTSO-E over het prestatievermogen van de primaire regeling en van de vermogensfrequentieregeling, of van elk officieel document dat dit verslag zou vervangen.
  10. Gezien ENTSO-E het door ENTSO-E voor de Belgische regelzone bepaald primair regelvermogen voor 2019 nog niet heeft berekend, verzoekt de CREG eveneens aan ELIA om deze waarde op haar website te publiceren van zodra ze er door ENTSO-E in kennis van zal worden gesteld.
  11. Aangezien de inter-TNB reserve een expliciet deel van de tertiaire reserve is, is het volgens de CREG belangrijk een goed zicht te hebben op de beschikbaarheid van deze reserve. De CREG blijft ELIA verzoeken om met de naburige TNB’s RTE en TenneT de uitwisseling van gegevens over de beschikbaarheid qua volume en de eraan verbonden prijzen van de inter-TNB reserves te formaliseren. De CREG wil om de drie maanden door ELIA op de hoogte gebracht worden van de vorderingen ter zake.
  12. Tot in haar voorstel van 2017 voor de reserves van 2018 omvatte de methodologie van ELIA het onderscheid tussen het "globale systeem" en het "standaardsysteem", hetgeen ertoe leidde dat een deel van de FRR-reserves niet gesocialiseerd werd doordat dit deel ten laste van één enkele actor werd geplaatst. Dit onderscheid is gebaseerd op economische overwegingen die ertoe leiden dat de risicodekking enkel ten laste wordt gelegd van de actor die het risico heeft veroorzaakt, zonder dat dit ten koste gaat van het hele systeem. In het voorstel van 2017 voor 2018 had dit onderscheid geen impact op de verdeling tussen gesocialiseerde en niet-gesocialiseerde reservevolumes. De CREG drong er echter op aan om het principe in de methodologie te behouden. De CREG stelt vast dat ELIA dit onderscheid heeft geschrapt in haar voorstel voor de reserves van
  13. Net als in het vorige voorstel zou ook in dit voorstel een dergelijk onderscheid geen gevolgen hebben voor het in 2019 te socialiseren volume. Gelet op de economische gegrondheid behoudt de CREG zich echter het recht voor om in haar toekomstige beslissingen, met toepassing, meer in het bijzonder, van de Verordeningen (EU) 2017/1485 en (EU) 2017/2195, opnieuw een dergelijk onderscheid te hanteren voor zover de toepasselijke wetgeving dit toelaat.
  14. De CREG merkte in paragraaf 31 op dat de voorgestelde methodologie een deel ontbeert om de behoeften bepaald door de voorgestelde probabilistische methode te kunnen temperen wanneer de kwaliteitsindicatoren de vastgelegde doelstellingen ruimschoots overschrijden. De CREG verzoekt ELIA om haar methodologie in die zin uit te werken voor de bepaling van de reservebehoeften in
  15. 28/30
  16. BESLISSING Gelet op het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende het technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. Gelet op het voorstel betreffende de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019, dat door ELIA op 6 augustus 2018 per brief aan de CREG ter goedkeuring werd overgemaakt. Overwegende dat de NV ELIA SYSTEM OPERATOR haar voorstel heeft ingediend voor het jaar
  17. Gelet op Verordening (EU) nr. 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren voor het beheer van het elektriciteitstransmissienetwerk, en met name op de artikelen 6, 118, 119, 153, 157 en 192; Gelet op Verordening (EU) nr. 2017/2195 van de Commissie van 23 november 2017 tot vaststelling van richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering, en met name op de artikelen 5, 18, 32 en 65; Overwegende dat de evaluatiemethode voor de bepaling van het primair reservevermogen steunt op artikel 236, §2, van het technisch reglement en onder meer op de toepassing van regels die de interoperabiliteit van de gekoppelde Europese netten regelen; Overwegende dat de evaluatiemethode ontwikkeld voor de bepaling van het secundair reservevermogen steunt op artikel 244, §2, van het technisch reglement en aanvaardbaar is; Overwegende dat de evaluatiemethode ontwikkeld voor de bepaling van het tertiair reservevermogen steunt op artikel 250, §2, van het technisch reglement en aanvaardbaar is op basis van de elementen aangehaald in paragraaf 26; Overwegende dat de voorgestelde evaluatiemethodes correct werden toegepast bij de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2019; Heeft de CREG besloten, in het kader van de opdracht die haar werd toevertrouwd door artikel 233 van het technisch reglement, de evaluatiemethode voor het primair, secundair en tertiair reservevermogen en haar toepassing voor 2019 goed te keuren. Ze vestigt echter de aandacht van ELIA op de aanvragen geformuleerd in paragraaf 7, 9 en 10 en de "bijkomende overwegingen" die in punt 3.6 van deze beslissing worden genoemd. 29/30 Deze beslissing spreekt zich niet uit over de prijzen, noch over de tarifaire aspecten met betrekking tot deze materie. Deze punten zullen het voorwerp uitmaken van een afzonderlijke tarifaire beslissing van de CREG. Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Marie-Pierre FAUCONNIER Voorzitster van het Directiecomité 30/30

🔗 Vers la source officielle

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