Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor de aanpassing aan de day-ahead marktkoppeling in de regi

(B)1891 7 februari 2019 Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor de aanpassing aan de day-ahead marktkoppeling in de regio Central West Europe naar aanleiding van de toepassing van een Franse importbeperking gedurende de periode winter 2018-2019 in het geval van voorspelde systeemveiligheidsrisico’s op het Zwitserse elektriciteitsnet. 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 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3 1. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 Nationaal wettelijk kader ........................................................................................................ 4 Europees wettelijk kader ......................................................................................................... 4 1.2.1. 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 ...................................................................................................................................... 4 1.2.2. Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ............................................ 6 2. ANTECEDENTEN............................................................................................................................... 7 Historiek .................................................................................................................................. 7 Scope van de beslissing ........................................................................................................... 8 Raadpleging ............................................................................................................................. 9 3. 4. ANALYSE VAN HET VOORSTEL ....................................................................................................... 10 3.1.1. Samenvatting van de wijzigingen .................................................................................. 10 3.1.2. Evaluatie ........................................................................................................................ 11 BESLISSING..................................................................................................................................... 13 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 14 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 15 BIJLAGE 3 ............................................................................................................................................... 16 BIJLAGE 4 ............................................................................................................................................... 17 BIJLAGE 5 ............................................................................................................................................... 18 Niet-vertrouwelijk 2/18 INLEIDING De COMMISSIE VOOR REGULERING VAN ELEKTRICITEIT (hierna: “de 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”) voor de aanpassing aan de day-ahead marktkoppeling in de regio Central West Europe (hierna: “CWE”) naar aanleiding van de toepassing van een Franse importbeperking gedurende de periode winter 2018-2019 in het geval van voorspelde systeemveiligheidsrisico’s op het Zwitserse elektriciteitsnet (hierna: “het voorstel”). Het voorstel voor de aanpassing aan de marktkoppeling werd door alle CWE transmissienetbeheerders (hierna: “de CWE TSB’s”) ter kennis gebracht per mail ontvangen op 17 december 2018. Het betreft de Engelstalige versies van de geactualiseerde “approval package”, een extra annex over de implementatie van de Franse externe beperking voor winter 2018-2019, genummerd annex 15.29 (hierna: “de toegevoegde annex”) en een gezamenlijke communicatie van de CWE TSB’s en een versie met een overzicht van de context en aanduiding van de geïntroduceerde wijzigingen in de geactualiseerde “approval package”. De CREG ontving bij dit schrijven van Elia nog geen versie in één van de landstalen. Omdat CWE regulatoren met de Zwitserse stakeholders overeengekomen zijn om de nationale beslissing over het voorstel zo snel mogelijk te doen, bij voorkeur voor 1 februari 2018, heeft de CREG zich genoodzaakt gezien de ontwerpbeslissing te consulteren met de Engelstalige versie van het voorstel. De Engelstalige versie van het voorstel, van annex 15.29 en van de gezamenlijke communicatie van CWE TSB’s zijn in BIJLAGE 1, BIJLAGE 2 en BIJLAGE 3 van deze beslissing opgenomen. In bijlage van de eindbeslissing over het voorstel zullen de versies in één van de landstalen opgenomen worden. Deze beslissing is opgesplitst in vier delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijke kader. In het tweede deel worden de antecedenten van de beslissing toegelicht. Het derde deel gaat over de beoordeling van de voorgestelde wijzigingen en het vierde deel, ten slotte, bevat de eigenlijke beslissing. De regulerende instanties van de CWE regio werken in nauwe coördinatie samen bij de beoordeling van dit voorstel. Naar aanleiding hiervan zal een gezamenlijke position paper worden opgesteld. Deze wordt in BIJLAGE 4 van de beslissing opgenomen. De onderhavige beslissing werd door het Directiecomité van de CREG goedgekeurd op de vergadering van 7 februari 2019. Niet-vertrouwelijk 3/18 1. WETTELIJK KADER 1. De aanvraag van Elia tot goedkeuring van het voorstel betreft een wijziging van de congestiebeheersprocedure voor de periode winter 2018-2019. In dit hoofdstuk beschrijft de CREG de bepalingen die gezamenlijk het wettelijk kader vormen voor dit besluit. Het betreft zowel nationale als Europese wetgeving. 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 niet discriminerende wijze, en waarbij de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net worden gewaarborgd. (…) EUROPEES WETTELIJK KADER 1.2.1. 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 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 Niet-vertrouwelijk 4/18 eenheidsmarkt in elektriciteit in day-ahead en in intraday is 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). 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 Niet-vertrouwelijk 5/18 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:

1. 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;
2. b)de toewijzing en nominering van capaciteit om doeltreffend om te springen met onderling afhankelijke fysieke loop-flows; (...)
3. 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. 1.2.2. Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer 10. Artikel 18, lid 3,
4. b)van Verordening (EG) 714/2009 voorziet in de ontwikkeling en implementatie van gedetailleerde richtsnoeren om de handel in elektriciteit in de biedzones van de Europese Unie te harmoniseren. Hiertoe werd, op 24 juli 2015, de CACM Verordening gepubliceerd voor inwerkingtreding op 14 augustus 2015. 11. De CACM Verordening voorziet in minimale harmonisatieregels voor capaciteitstoewijzing, congestiebeheer en handel in elektriciteit voor de day-ahead en intradaymarkten van de Unie. Hiertoe dienen de TSB’s van een capaciteitsberekeningsregio, onder meer, op geharmoniseerde wijze de beschikbare interconnectiecapaciteiten te berekenen. Dit dient te gebeuren volgens de regels uiteengezet in Afdeling 3 en Afdeling 4 (ofwel Artikel 20 tot en met 30) van de CACM Verordening. 12. Het voorstel van Elia tot wijziging van de CWE DA FB methodologie volgt uit de voorwaardelijke goedkeuring1 van het oorspronkelijke CWE DA FB voorstel in 2015 en de goedkeuring2 van de aanpassingen van het gewijzigde CWE DA FB voorstel in 2018. De samenwerking tussen de TSB’s en de regulerende instanties van de CWE regio ging de inwerkingtreding van de CACM Verordening vooraf en de huidige ontwikkelingen binnen de CWE regio dienen dan ook niet te worden beschouwd als een implementatie van de capaciteitsberekeningsmethodologie volgens de CACM Verordening. Hiertoe werkt Elia momenteel samen met de TSB’s van de Core capaciteitsberekeningsregio, net zoals de CREG samenwerkt met de betrokken regulerende instanties en ACER. De beslissing over het huidige voorstel van Elia gebeurt dan ook zonder voorafname aan de beslissing van de Core regulerende instanties en ACER over de methodologieën voor capaciteitsberekening voor het day-ahead en intraday tijdsbestek in de Core regio. 1 Zie Eindbeslissing (B) 150423-CDC-1410 over “de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (CentraalWest Europa). 2 Zie Eindbeslissing (B) 180830-CDC-1814 over “de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator voor de aanpassing aan de marktkoppeling in de regio Centraal West Europe naar aanleiding van de integratie van de DuitsOostenrijkse biedzonegrens en de integratie van de 20% minimum RAM regel. Niet-vertrouwelijk 6/18 2. ANTECEDENTEN HISTORIEK 13. Sinds 2007 zijn de elektriciteitsmarkten in de CWE regio, bestaande uit de grenzen tussen België, Nederland, Frankrijk en de toenmalige biedzone 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. 14. 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 (FB MC). Hierbij worden rechtstreeks de net-exportposities van de betrokken biedzones geoptimaliseerd in functie van de gegenereerde welvaartswinst, rekening houdende met de beschikbare transmissiecapaciteit op de door transmissienetwerkbeheerders aangeduide relevante netwerkelementen. De methodologie voor de CWE DA FBMC wordt in maart 2015 door de CWE transmissienetbeheerders ter goedkeuring aan de CWE regulatoren voorgesteld. De implementatie van CWE DA FBMC wordt goedgekeurd via Eindbeslissing (B) 1410, conditioneel aan voorwaarden waaronder 15 punten die opgenomen zijn in een gemeenschappelijke positie paper van de CWE Regulatoren (“Position paper of CWE NRA’s on Flow-Based Market Coupling”, maart 2015). 15. Naar aanleiding van de integratie van de Duits-Oostenrijkse biedzonegrens op 1 oktober 2018 en de invoering van de 20% minRAM maatregel op 27 april 2018, ontwikkelen de CWE TSB’s een gezamenlijk voorstel voor een aanpassing van de CWE FB MC methodologie en leggen deze ter goedkeuring aan de betrokken regulerende instanties voor. In overleg met alle CWE regulerende instanties keurt de CREG op 30 augustus 2018 de aanpassingen goed onder voorwaarden zoals opgenomen in de gezamenlijke position paper. 16. De invoering van CWE DA FB MC in 2015 heeft tot hogere maximale uitwisselingen in de CWEregio geleid. Omdat het elektriciteitsnetwerk in West-Europa sterk geconnecteerd is, hebben deze verhoogde maximale uitwisselingen ook invloed op de naburige netwerken. In het bijzonder Zwitserse stakeholders (TSB, nationale regulator en het afgevaardigden van het Ministerie) hebben aangegeven dat de elektriciteitsstromen op het Zwitserse net sinds de invoering van CWE FBMC merkbaar zijn gestegen. CWE DA FBMC zou dus, volgens hun analyse, hebben bijgedragen tot de toename van waargenomen kritische toestanden voor netwerkveiligheid in Zwitserland. Deze boodschap wordt aan de leden van het Pentalateral Energy Forum (hierna: PLEF) voorgelegd op 9 juli 2018, samen met de vraag voor een gezamenlijke en dringende oplossing voor dit probleem. CWE TSB’s en CWE regulatoren engageren er zich ertoe om samen met de Zwiterse TSB, Swissgrid, en met de Zwitserse regulator, Elcom, een oplossing uit te werken om de impact van CWE uitwisselingen op het Zwitserse netwerk tijdens kritische situaties te mitigeren. 17. Op de PLEF-vergadering van 9 juli 2018 worden drie opties geïdentificeerd voor verdere analyse. De eerst optie betreft het versterken van de coördinatie tussen CWE TSB’s en Swissgrid tijdens de validatiefase van de CWE FB DA capaciteitsberekening in D-2. Bij identificatie van kritische situaties zouden de maximale CWE uitwisselingen beperkt kunnen worden en dan voornamelijk de Duits-Franse uitwisselingen, die het Zwitsers net het sterkst beïnvloeden. De tweede optie betreft het expliciet in rekening brengen van de beperkingen op Zwitserse netwerkelementen als Critical Branches – Critical Outages (hierna: “CBCO”) in het flow-based domein. De derde optie, tenslotte, betreft het op punt stellen van een trilaterale redispatching overeenkomst tussen Zwitserse, Franse en Duitse TSB’s. Terwijl de eerste twee opties de risico’s voor netveiligheid trachten te mitigeren via het ex-ante Niet-vertrouwelijk 7/18 beperken van de CWE uitwisselingen, beoogt de derde optie het garanderen van de netveiligheid via de gecoördineerde processen voor systeemveiligheid eens alle resultaten van de day-ahead marktkoppeling gekend zijn. 18. Op de PLEF-vergadering van 18 september 2018 stellen de CWE TSB’s en Swissgrid hun geprefereerde oplossing voor, zijnde de introductie van een externe beperking op de Franse importpositie (hierna: Franse importbeperking) die zou worden toegepast gedurende specifieke periodes, typisch winterperiode, en wanneer risico’s voor de Zwitserse netveiligheid worden gedetecteerd. Deze oplossing zou de maximale export naar Frankrijk vanuit de CWE regio beperken wanneer het originele flow-based domein tot overbelasting op Noord-West-Zwitserse netwerkelementen zou kunnen leiden die Swissgrid niet zou kunnen wegwerken met de beschikbare remediërende acties, zoals verandering van de tapposities van phase shift transformatoren of interne redispatching. 19. CWE regulatoren vragen CWE TSB’s en Swissgrid om meer informatie over de voorgestelde oplossing en over de criteria op basis waarvan de TSB’s deze oplossing als geprefereerde oplossing motiveren. Bovendien geven CWE regulatoren aan dat om deze maatregel te kunnen toepassen, een aanpassing nodig is van de CWE DA FB MC methodologie, gezien de versie 2.0 door de CREG goedgekeurd op 30 augustus 2018, geen mogelijkheid laat voor het invoeren van een Franse importbeperking. SCOPE VAN DE BESLISSING De onderhavige beslissing van de CREG is van toepassing op de volgende aspecten van de CWE FB MC: - De mogelijkheid om een Franse importbeperking in te voeren, toegevoegd in de CWE FB DA approval package, Sectie 4.1.9, pagina 58. - Het proces en de voorwaarden waarbij deze Franse importbeperking kan worden toegepast, beschreven in Annex 15.29. 20. Via deze beslissing oordeelt de CREG echter expliciet niet over, onder meer maar niet uitsluitend, de volgende elementen. Deze worden vermeld omdat de CREG haar beslissingsbevoegdheid over deze elementen in afzonderlijke, later te nemen beslissingen zal uitvoeren. - De evaluatie van de implementatie van de voorwaarden waaronder CWE DA FBMC conditioneel werd goedgekeurd door de CREG in Eindbeslissing (B) 1410, waaronder 15 punten die opgenomen zijn in een gemeenschappelijke positie paper van de CWE Regulatoren (“Position paper of CWE NRA’s on Flow-Based Market Coupling”, maart 2015). - De evaluatie van de implementatie van de voorwaarden waaronder de gewijzigde CWE DA FBMC naar aanleiding van de integratie van de Duits-Oostenrijkse biedzonegrens en de integratie van de 20% minimum RAM regel werd goedgekeurd door de CREG in Eindbeslissing (B)1814, waaronder de punten die opgenomen zijn in een gemeenschappelijke positie paper van de CWE Regulatoren (“Position paper of CWE NRA’s on the update of Flow-Based Market Coupling methodology”, augustus 2018). - De volumes aan langetermijnrechten die, vanaf 1 oktober 2018, op de biedzonegrens DE/LU-AT gealloceerd worden, ook al hebben deze via het systeem van LTA-inclusie (LongTerm Allocation) een impact op de beschikbare capaciteiten in de day-ahead en intradaykoppeling. Niet-vertrouwelijk 8/18 - Het aspect van loop flows, over dewelke discussies gevoerd worden in de Core regio en meer bepaald in het kader van het gemeenschappelijk netwerkmodel en de capaciteitberekeningsmethodologie in navolging van Artikel 18