← België

Beslissing over de goedkeuringsaanvraag van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor een derogatie van artikel 16, achtste lid van Verordening (EU) 2019/943 me

(B)2014 6 december 2019 Beslissing over de goedkeuringsaanvraag van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR voor een derogatie van artikel 16, achtste lid van Verordening (EU) 2019/943 met betrekking tot een minimale beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel Genomen met toepassing van artikel 16, negende lid van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking) Niet-vertrouwelijk CREG - Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 - F + 32 2 289 76 09 - www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3 1. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 1.1. Europees wettelijk kader ......................................................................................................... 4 1.1.1. Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking) ...................................................... 4 1.1.2. Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit ......................... 6 1.1.3. Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer ............................................ 6 1.2. Nationaal wettelijk kader ........................................................................................................ 7 1.2.1. 2. Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt ............... 7 ANTECEDENTEN............................................................................................................................... 9 2.1. Algemeen................................................................................................................................. 9 2.2. Aanbeveling van het Agentschap met betrekking tot de implementatie van de minimale beschikbare marge ............................................................................................................................ 10 3. 4. 2.3. Raadpleging van de betrokken regulerende instanties......................................................... 10 2.4. Openbare raadpleging ........................................................................................................... 12 ANALYSE VAN HET VOORSTEL ....................................................................................................... 18 3.1. Doel van het voorstel ............................................................................................................ 18 3.2. D1: Lusstromen ..................................................................................................................... 19 3.3. D2: Geplande onbeschikbaarheden voor versterkingen aan het netwerk ........................... 20 3.4. D3: Nieuwe processen en hulpmiddelen .............................................................................. 20 3.5. Toepassingsgebied ................................................................................................................ 21 3.6. Monitoring van de nakoming ................................................................................................ 21 BESLISSING..................................................................................................................................... 22 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 23 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 24 Niet-vertrouwelijk 2/24 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (hierna: “de CREG”) onderzoekt hierna de goedkeuringsaanvraag van de NV ELIA SYSTEM OPERATOR (hierna: “Elia”) voor een derogatie van artikel 16, achtste lid van Verordening (EU) 2019/943 met betrekking tot een minimale beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel (hierna: “het derogatieverzoek”). Dit gebeurt op basis van artikel 16, negende lid van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking) (hierna: “de Elektriciteitsverordening”). De CREG ontving het derogatieverzoek van Elia per brief, in het Engels, op 15 oktober 2019. Conform de afspraken tussen de CREG en Elia, ontving de CREG op 28 oktober 2019 een Franstalige versie van het derogatieverzoek van Elia. Het is deze Franstalige versie van het derogatieverzoek waarop de onderhavige beslissing betrekking heeft en die als BIJLAGE 1 aan deze beslissing wordt toegevoegd. Deze beslissing is opgesplitst in vier delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijke kader. In het tweede deel worden de antecedenten van het derogatieverzoek, inclusief de openbare raadpleging die door de CREG werd georganiseerd, toegelicht. In het derde deel ontleedt de CREG het voorstel en het vierde deel, ten slotte, omvat de eigenlijke beslissing. De onderhavige beslissing werd door het Directiecomité van de CREG goedgekeurd op de vergadering van 6 december 2019. Niet-vertrouwelijk 3/24 1. WETTELIJK KADER Dit hoofdstuk herhaalt het wettelijke kader dat toepasselijk is op het derogatieverzoek van Elia. Het wettelijke kader bestaat uit Europese en nationale wetgeving. 1.1. EUROPEES WETTELIJK KADER 1.1.1. Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking) De Elektriciteitsverordening behandelt in Afdeling 1 van Hoofdstuk 3 (“Toegang tot het net en congestiebeheer”) de toewijzing van (zoneoverschrijdende) transmissiecapaciteit. Artikel 14 beschrijft het proces voor de eventuele herziening van de configuratie van de biedzones teneinde structurele congesties te vermijden. In artikel 15 worden de lidstaten verplicht om, na de vaststelling van structurele congestie, een actieplan op te stellen met als doel het binnen vier jaar deze structurele congesties te verminderen. Artikel 16 van de Elektriciteitsverordening omvat de algemene beginselen inzake capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. In het bijzonder worden de transmissiesysteembeheerders verplicht om, op een niet-discriminerende wijze, minstens 70% van de transmissiecapaciteit ter beschikking van de zoneoverschrijdende handel ter beschikking te stellen. 1. Congestieproblemen van het netwerk worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktdeelnemers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Netcongestieproblemen dienen te worden opgelost door middel van transacties losstaande methoden, met name methoden waarbij geen keuze tussen de contracten van afzonderlijke marktdeelnemers behoeft te worden gemaakt. Wanneer de transmissiesysteembeheerder operationele maatregelen treft om te waarborgen dat zijn transmissiesysteem in de normale toestand blijft, houdt hij rekening met het effect van deze maatregelen op aangrenzende regelzones en coördineert hij deze maatregelen met andere betrokken transmissiesysteembeheerders overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222. (…) 4. Marktdeelnemers krijgen de beschikking over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de maximale capaciteit van de transmissienetwerken waarmee grensoverschrijdende capaciteit wordt verzorgd, zulks in overeenstemming met de voor een veilige exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen. Compensatiehandel en redispatching, met inbegrip van grensoverschrijdende redispatching, worden gebruikt voor het maximaliseren van de beschikbare capaciteit om de in lid 8 bedoelde minimumcapaciteit te bereiken en een gecoördineerd en niet-discriminerend proces voor grensoverschrijdende corrigerende maatregelen zal worden toegepast om zo'n maximalisering mogelijk te maken, na toepassing van de methodologie van kostendeling bij redispatching en compensatiehandel. 5. Capaciteit wordt toegewezen door middel van expliciete capaciteitsveilingen of impliciete veilingen, waartoe zowel capaciteit als energie behoren. Beide methoden mogen worden gebruikt voor een en dezelfde interconnectie. Voor intradayhandel wordt continuhandel gebruikt en kunnen veilingen als aanvulling wordt gebruikt. 6. In geval van congestie, wordt de capaciteit toegewezen aan het hoogste geldige bod, dat de hoogste waarde biedt voor de (schaarse) transmissiecapaciteit ongeacht of het een impliciet of expliciet bod binnen een gegeven tijdsbestek is. Het is verboden Niet-vertrouwelijk 4/24 reserveringsprijzen vast te stellen in het kader van methoden voor capaciteitstoewijzing; bij artikel 7 van Verordening (EG) nr. 1228/2003, artikel 17 van Verordening (EG) nr. 714/2009 of artikel 63 van onderhavige verordening wordt hierop een vrijstelling wordt verleend voor nieuwe interconnectoren. 7. Capaciteit mag vrij worden verhandeld op secundaire basis mits de transmissiesysteembeheerder hiervan lang genoeg van tevoren in kennis wordt gesteld. Wanneer een transmissiesysteembeheerder een secundaire handel (transactie) weigert, deelt hij dit op duidelijke en transparante wijze mee en legt hij dit uit aan alle marktdeelnemers, en stelt hij de regulerende instantie daarvan in kennis. 8. Transmissiesysteembeheerders leggen geen beperking op aan het volume van de interconnectiecapaciteit die aan marktdeelnemers ter beschikking wordt gesteld om congestie binnen hun eigen biedzone aan te pakken of die als middel dient voor het beheren van stromen als gevolg van transacties binnen de biedzones. Onverminderd de toepassing van de derogaties uit hoofde van de leden 3 en 9 van dit artikel en de toepassing van artikel 15, lid 2, wordt dit lid geacht te zijn nageleefd mits de volgende niveaus van beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel zijn bereikt:

  1. a)voor grenzen met een aanpak op basis van gecoördineerde nettotransmissiecapaciteit bedraagt de minimumcapaciteit 70 % van de transmissiecapaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen, na aftrek van uitvalsituaties, als bepaald overeenkomstig het op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer;
  2. b)voor grenzen met een stroomgebaseerde aanpak is de minimumcapaciteit een marge die is vastgesteld in het capaciteitsberekeningsproces als beschikbaar voor door zoneoverschrijdende uitwisseling teweeggebrachte stromen. De marge bedraagt 70 % van de capaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen van interne zoneoverschrijdende kritische netwerkelementen, rekening houdend met uitvalsituaties, als bepaald overeenkomstig het op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. De volledige 30 % kan worden gebruikt voor de betrouwbaarheidsmarges, lusstromen en interne stromen voor elk kritisch netwerkelement. 9. Op verzoek van transmissiesysteembeheerders van een capaciteitsberekeningsregio kunnen de relevante regulerende instanties een derogatie van lid 8 om voorzienbare redenen verlenen wanneer dat nodig is om de operationele veiligheid in stand te houden. Dergelijke derogaties, die geen betrekking mogen hebben op beperking van reeds toegewezen capaciteit overeenkomstig lid 2, worden verleend voor niet meer dan telkens een jaar, of — op voorwaarde dat de afwijking na het eerste jaar aanzienlijk afneemt — voor maximum twee jaar. Een dergelijke derogatie is strikt beperkt tot wat noodzakelijk is om operationele zekerheid te handhaven en leidt niet tot discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisselingen. Voordat de betrokken regulerende instantie een derogatie verleent, raadpleegt zij de regulerende instanties van de andere lidstaten die deel uitmaken van de betrokken capaciteitsberekeningsregio's. Indien een regulerende instantie niet akkoord gaat met de voorgestelde derogatie, beslist ACER overeenkomstig artikel 6, lid 10, onder a), van Verordening (EU) 2019/942 of de derogatie moet worden verleend. De rechtvaardiging en de motivering betreffende de derogatie worden gepubliceerd. Wanneer een derogatie wordt verleend, ontwikkelen en publiceren de relevante transmissiesysteembeheerders een methodologie en projecten die voorzien in een langetermijnoplossing voor de aangelegenheid waarop de derogatie betrekking heeft. De afwijking is van toepassing totdat de termijn voor de derogatie verstrijkt of de oplossing wordt toegepast, naargelang hetgeen het eerst gebeurt. (…) Niet-vertrouwelijk 5/24 11. Voor zover dat technisch mogelijk is, vereffenen de transmissiesysteembeheerders de behoeften aan capaciteit voor elektriciteitsstromen in tegengestelde richting over de overbelaste koppellijn, teneinde de capaciteit van deze lijn maximaal te benutten. Transacties waarmee de congestie wordt verlicht mogen, met volledige inachtneming van de netwerkveiligheid, niet worden geweigerd. (…) 1.1.2. Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit De taken van een regulerende instantie worden in de Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit (hierna: “de Elektriciteitsrichtlijn”) vastgelegd, in artikel 59. Deze taken omvatten onder meer het toezicht op de naleving door hun TSB van de bepalingen in artikel 16 van de Elektriciteitsverordening. 1. De regulerende instantie heeft de volgende taken: (…)
  3. h)ervoor zorgen dat transmissiesysteembeheerder ingevolge artikel 16 van Verordening (EU) 2019/943 zo veel mogelijk interconnectorcapcaiteit beschikbaar stellen 1.1.3. Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer Naast de algemene bepalingen voor capaciteitstoewijzing en congestiebeheer in artikel 16 van de Elektriciteitsverordening, werden op Europees niveau ook gedetailleerdere richtsnoeren vastgelegd in Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (hierna: “de CACM Verordening”). In de CACM Verordening wordt onder meer beschreven hoe transmissiesysteembeheerders op regionaal niveau dienen samen te werken om op een gecoördineerde wijze de zoneoverschrijdende transmissiecapaciteit te berekenen en toe te wijzen. De manier waarop de bepalingen in artikel 16, achtste lid van de Elektriciteitsverordening ten uitvoer worden gelegd, hangt sterk af van de methodologie voor het berekenen van de grensoverschrijdende capaciteit, waarvoor de richtlijnen zijn openomen in artikelen 20 tot en met 30 van de CACM Verordening. In artikel 20 van de CACM Verordening vallen twee capaciteitsberekeningsmethodologieën te onderscheiden: een gecoördineerde nettotransmissiecapaciteitsaanpak of een stroomgebaseerde aanpak. Deze laatste is de aanpak die te verkiezen valt in een regio waar een sterke onderlinge afhankelijkheid tussen de biedzones bestaat, voor wat betreft het niveau van de zoneoverschrijdende capaciteiten. De stroomgebaseerde aanpak is dan ook het uitgangspunt van de capaciteitsberekeningsmethodologie in de Core capaciteitsberekeningsregio.1 1 Deze methodologie werd door de Core TSB’s ter goedkeuring ingediend in september 2017, en na een wijzigingsverzoek door de Core regulerende instanties (in maart 2018) en het indienen van een nieuw voorstel (in juni 2018) op verzoek van de Core regulerende instanties (in augustus 2018) door ACER aangenomen in Beslissing Nr. 02/2019 (in februari 2019). Niet-vertrouwelijk 6/24 1.2. NATIONAAL WETTELIJK KADER 1.2.1. Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt De wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: “de Elektriciteitswet”) wijst, op niet-limitatieve wijze, een aantal taken toe aan de beheerder van het transmissienet (in casu Elia). Deze taken zijn te vinden in artikel 8, §1 en omvatten onder meer het publiceren van de regelen voor het berekenen van de transmissiecapaciteit: Het beheer van het transmissienet wordt waargenomen door één enkele beheerder, aangewezen overeenkomstig artikel 10. De netbeheerder staat in voor de exploitatie, het onderhoud en de ontwikkeling van het transmissienet, met inbegrip van de koppellijnen daarvan naar andere elektriciteitsnetten, teneinde de continuïteit van de voorziening te waarborgen. Hiertoe wordt de netbeheerder onder meer met de volgende taken belast: (…) 11° het publiceren van normen voor het plannen, uitbaten en de veiligheid die worden aangewend, met inbegrip van een algemeen plan voor de berekening van het totaal transfertvermogen en de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie op basis van de elektrische en fysische karakteristieken van het net; 12° het bepalen en publiceren van de procedures voor het beperken van de transacties die op niet-discriminerende wijze toegepast kunnen worden in geval van noodtoestanden evenals de methodes voor de schadeloosstelling, met inbegrip van de concepten en basismethodes die het mogelijk maken de verantwoordelijkheden te bepalen ingeval deze verplichtingen worden verzuimd, die in geval van dergelijke beperkingen eventueel van toepassing zijn; 13° het publiceren van alle nuttige gegevens die betrekking hebben op de beschikbaarheid, de toegankelijkheid en het gebruik van het net, met daarin een verslag over de plaatsen en de oorzaken van de congestie, alsmede over de methodes die toegepast worden om de congestie te beheren en over de projecten betreffende het toekomstige beheer ervan; 14° het publiceren van een algemene beschrijving van de methode voor het beheer van de congestie die in verschillende omstandigheden wordt toegepast om de capaciteit die op de markt beschikbaar is te maximaliseren, evenals een algemeen plan voor de berekening van de interconnectiecapaciteit op de verschillende vervaldata, gebaseerd op de elektrische en fysische karakteristieken van het net; Niet-vertrouwelijk 7/24 De CREG is, volgend uit artikel 23, §2 belast met het toezicht op de wijzen van congestiebeheer die door de TSB worden toegepast. De CREG is bovendien bevoegd voor het goedkeuren voor de capaciteitsberekeningsmethodologie(ën). § 2. De commissie is belast met een raadgevende taak ten behoeve van de overheid inzake de organisatie en werking van de elektriciteitsmarkt, enerzijds, en met een algemene taak van toezicht en controle op de toepassing van de betreffende wetten en reglementen, anderzijds. Ten dien einde zal de commissie: (…) 36° toezien op het congestiebeheer van het transmissienet, met inbegrip van de interconnecties, en de invoering van de regels voor het congestiebeheer. De commissie brengt de Algemene Directie Energie hiervan op de hoogte. De netbeheerder dient bij de commissie, ten behoeve van dit punt, zijn ontwerp van regels voor congestiebeheer in, met inbegrip van de toewijzing van capaciteit. De commissie kan hem op een met redenen omklede wijze verzoeken om zijn regels te wijzigen, met inachtneming van de congestieregels die werden vastgelegd door de buurlanden waarvan de interconnectie betrokken is en in samenspraak met het ACER; (…) 38° keurt het algemeen plan goed voor de berekening van de totale overdrachtscapaciteit en van de betrouwbaarheidsmarge van de transmissie vanuit elektrische en fysische kenmerken van het net dat gepubliceerd wordt door de netbeheerder met toepassing van artikel 8, § 1, derde lid, 11° ; Niet-vertrouwelijk 8/24 2. ANTECEDENTEN 2.1. ALGEMEEN Op 5 juni 2019 werd de Elektriciteitsverordening gepubliceerd in Het Publicatieblad van de Europese Unie. De Elektriciteitsverordening trad in werking op 25 juni 2019, hetzij 20 dagen na de publicatie ervan zoals bepaald in artikel 71. Met uitzondering van een aantal artikelen, opgesomd in artikel 71, tweede lid, zijn de bepalingen in de Elektriciteitsverordening van toepassing vanaf 1 januari 2020. Artikel 16, achtste lid – van toepassing vanaf 1 januari 2020 – schrijft voor dat de TSB’s geen beperkingen aan de interconnectiecapaciteit mogen opleggen om interne congesties te verlichten. Aan deze algemene bepaling wordt voldaan wanneer een TSB, in een stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsregio, een marge van 70% op interne of zoneoverschrijdende kritieke netwerkelementen ter beschikking van de zoneoverschrijdende handel stelt. Het is de TSB toegestaan om neerwaarts af te wijken van de minimale marge van 70% in twee gevallen: wanneer een actieplan volgens artikel 15, tweede lid wordt geïmplementeerd of wanneer een regulerende instantie het verzoek om een derogatie om voorzienbare redenen, conform artikel 16, negende lid, goedkeurt. De mogelijkheid tot implementatie van een actieplan en/of een derogatieverzoek zijn door Elia, de CREG en de Algemene Directie Energie van de FOD Economie, K.M.O., Middenstand en Energie in de periode tussen juni en september 2019 grondig besproken. Alle partijen zijn het er over eens dat een actieplan, gezien de huidige afwezigheid en de toekomstige onwaarschijnlijkheid van structurele congesties, niet ontwikkeld dient te worden. Om het hoofd te bieden aan drie voorziene redenen waarom Elia gedurende bepaalde perioden of voor bepaalde netwerkelementen de minimale marge van 70% niet ter beschikking kan stellen, zijn de betrokken partijen overeengekomen dat een derogatieverzoek kan worden ter goedkeuring voorgelegd aan de CREG. De voorziene redenen waarom, in navolging van artikel 16, negende lid en ter tenuitvoeringlegging van de aanbeveling (zie deel 2.2) van het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulators (hierna: “ACER”) een derogatie kan worden verleend, zijn uitvoerig besproken tussen Elia en de CREG enerzijds, en de TSB’s en regulerende instanties op Europees en regionaal niveau anderzijds. Artikel 16, negende lid van de Elektriciteitsverordening voorziet in een proces waarbij andere regulerende instanties geraadpleegd worden. Dit wordt procesmatig besproken in deel 2.3. Gezien de regionale draagwijdte van de coördinatie tussen regulerende instanties, is in de Core capaciteitsberekeningsregio een proces opgezet waarbij de TSB’s de verschillende derogatieverzoeken met elkaar afstemden en bundelden in één overzichtsdocument.2 Dit document vormde de basis voor de besprekingen tussen de Core TSB’s en regulerende instanties enerzijds en tussen de Core en Europese regulerende instanties onderling, anderzijds. 2 Dit document werd, op vraag van de regulerende instanties, ter informatie van alle belanghebbenden gepubliceerd op de webpagina van Entso-E: https://www.entsoe.eu/network_codes/ccr-regions/#core. Niet-vertrouwelijk 9/24 2.2. AANBEVELING VAN HET AGENTSCHAP MET BETREKKING TOT DE IMPLEMENTATIE VAN DE MINIMALE BESCHIKBARE MARGE Op 8 augustus 2019 publiceerde ACER een niet-bindende aanbeveling3 met betrekking tot de implementatie van artikel 16, achtste lid van de Elektriciteitsverordening, in het bijzonder over de berekening van de minimale marge voor de zoneoverschrijdende handel. Deze aanbeveling dient als richtlijn voor TSB’s en regulerende instanties om op geharmoniseerde wijze de bepalingen in artikel 16 van de Elektriciteitsverordening te implementeren. De aanbeveling van ACER omvat de gebruikte definities voor het berekenen van de minimale beschikbare marge voor zoneoverschrijdende handel, de algemene principes voor de implementatie van de regel en de monitoring van de nakoming ervan door de regulerende instantie en de methode om de beschikbare marge voor zoneoverschrijdende handel te berekenen, zowel in regio’s die gebruik maken van een nettotransmissiecapaciteitsaanpak als een stroomgebaseerde aanpak voor capaciteitsberekening. 2.3. RAADPLEGING VAN DE BETROKKEN REGULERENDE INSTANTIES Artikel 16, negende lid van de Elektriciteitsverordening geeft de mogelijkheid aan een regulerende instantie om niet akkoord te gaan met het derogatieverzoek ingediend bij een regulerende instantie van een andere lidstaat. Hierbij wordt verwezen naar “regulerende instanties van de andere lidstaten die deel uitmaken van de betrokken capaciteitsberekeningsregio’s”. Hoewel lidstaten in strikte zin niet deel uitmaken van een capaciteitsberekeningsregio, kan worden gesteld dat een regulerende instantie, wanneer haar TSB biedzonegrenzen beheert die binnen een capaciteitsberekeningsregio vallen die (
  4. i)dezelfde is als die van een andere TSB die een derogatieverzoek indient, of (
  5. ii)niet dezelfde is maar er bestaat een wezenlijke interactie tussen de elektriciteitsstromen over de biedzonegrenzen, deel kan nemen aan dit consultatieproces tussen regulerende instanties. Om dit proces op Europees en regionaal niveau te organiseren, werden binnen de All Regulatory Authorities’ Working Group van ACER (hierna: “de ARA WG”) alle derogatieverzoeken verzameld en ter kennis van de betrokken regulerende instanties gebracht. De CREG heeft, als lid van de Core capaciteitsberekeningsregio, het Derogatieverzoek van Elia voorgelegd aan de andere betrokken regulerende instanties op 4 november 2019. Regulerende instanties konden, gedurende een periode van één week, binnen de ARA WG te kennen geven indien ze wensten als betrokken regulerende instantie beschouwd te worden door de CREG. Op 11 november 2019 werd duidelijk dat, behalve de Core regulerende instanties, geen andere regulerende instanties aan het consultatieproces wensten deel te nemen. In een volgende fase, die opnieuw een week duurde, werden de betrokken regulerende instanties verzocht om hun opmerkingen of vragen om verduidelijking met betrekking tot Elia’s Derogatieverzoek aan de CREG over te maken. Op 18 november 2019 werden, behalve een aantal algemene opmerkingen van de Duitse regulerende instantie BNetzA (hierna besproken onder randnummer 19), geen opmerkingen ontvangen. De uiterlijke termijn om aan te geven niet akkoord te zijn met Elia’s Derogatieverzoek door betrokken regulerende instanties verliep op 25 november 2019. Geen enkele betrokken regulerende instantie gaf aan niet akkoord te zijn, waardoor de CREG haar volledige beslissingsbevoegdheid over het voorstel van Elia behoudt en ACER geen uitspraak dient te doen over het voorstel. 3 Recommendation No 01/2019 of the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators of 08 August 2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16

(8)of Regulation (EU) 2019/943 Niet-vertrouwelijk 10/24 BNetzA4 gaf, via e-mail op 18 november 2019, haar standpunten te kennen aan de andere leden van de ARA WG met betrekking tot de verschillende derogatieverzoeken die in de Core capaciteitsberekeningsregio werden ontwikkeld.5 Deze standpunten vallen als volgt samen te vatten:
  1. a)een derogatie van de minimale marge van 70% dient enkel om verminderingen in de beschikbare capaciteit op te vangen voor zover deze nodig zijn om de operationele veiligheid te waarborgen. Een derogatie dient niet om een nieuwe minimale marge vast te stellen – hiervoor dient een lidstaat een actieplan conform artikel 15, tweede lid te implementeren;
  2. b)wanneer een vermindering onder de minimale marge wordt toegepast, dient de onderliggende reden hiervoor op transparante wijze gecommuniceerd te worden;
  3. c)geplande onbeschikbaarheden wegens netwerkversterkingen zijn recurrente situaties die in de toekomst frequenter zullen voorkomen. Wanneer de operationele veiligheid als gevolg hiervan niet kan worden gegarandeerd in combinatie met een minimale marge van 70%, dient dit te worden weerspiegeld in de ex post monitoring van de nakoming van artikel 16, achtste lid en niet ex ante worden goedgekeurd in een derogatie van artikel 16, achtste lid;
  4. d)in haar derogatieverzoek dient een TSB de maatregelen (methodologieën en projecten) te beschrijven om de onderliggende redenen voor het niet naleven van de operationele veiligheid te mitigeren;
  5. e)TSB’s dienen op (sub)regionaal niveau samen te werken om de aanpak en berekeningen van de derogaties te harmoniseren. Met uitzondering van punt
  6. c)hierboven, is de CREG akkoord met alle stellingen van BNetzA. De CREG is van mening dat, door te stellen dat een dergelijke derogatie enkel onder specifieke voorwaarden kan worden toegepast, Elia een aanvaardbare en voorzienbare reden heeft om een derogatie van de minimale marge te verkrijgen. Deze voorwaarden zijn de transparantie van de geplande onbeschikbaarheden, het prioritair gebruiken van kostelijke en niet-kostelijke corrigerende maatregelen om operationele veiligheid te garanderen en het rapporteren van de capaciteit die zou worden aan de markt gegeven onder de hypothese dat de netwerkelementen wél beschikbaar zouden zijn geweest. Deze aanpak wordt verder besproken in deel 3 van deze beslissing. Net als BNetzA gaf de CREG haar standpunten te kennen aan de leden van de ARA WG, met betrekking tot de andere derogatieverzoeken. De CREG gaf specifiek aan dat, hoewel ze een aantal fundamentele bezorgdheden met betrekking tot andere derogatieverzoeken had, ze niet formeel zou aangeven niet akkoord te zijn. Het communiceren van deze bezorgdheden kan worden gezien in de context van continue verbetering van de implementatie van de 70%-regel in de Core regio en zal de basis vormen voor de ex post monitoring van de nakoming en de eventuele goedkeuringsprocessen van volgende derogatieverzoeken in de loop van 2020. Deze standpunten vallen als volgt samen te vatten:
  7. a)een derogatieverzoek dient op een precieze en ondubbelzinnige wijze aan te geven op welke manier de operationele veiligheid in gedrang komt wanneer de minimale marge gegarandeerd dient te worden. Verschillende derogatieverzoeken citeren structurele problemen zoals het gebrek aan redispatchingpotentieel of een gebrek aan coördinatie. Dergelijke oorzaken worden beter aangepakt door een actieplan dan door een derogatieverzoek; 4 Bundesnetzagentur, de Duitse regulerende instantie Deze standpunten waren niet specifiek op het Derogatieverzoek van Elia gericht, maar zijn algemeen van toepassing op alle derogatieverzoeken die in het overzichtsdocument van de Core TSB’s (zie randnummer 14) werden opgenomen. 5 Niet-vertrouwelijk 11/24
  8. b)in haar derogatieverzoek dient een TSB de maatregelen (methodologieën en projecten) te beschrijven om de onderliggende redenen voor het niet naleven van de operationele veiligheid te mitigeren;
  9. c)de afwezigheid van een stroomgebaseerde of op een netto-transmissiecapaciteitsaanpak gebaseerde capaciteitsberekeningsmethodologie kan enkel worden beschouwd als een geldige reden voor een derogatie van de 70%-regel tot 1 december 20206 door de Core TSB’s;
  10. d)een derogatieverzoek dient op precieze wijze te omschrijven op welke kritieke netwerkelementen en onvoorziene omstandigheden deze van toepassing zijn;
  11. e)een derogatieverzoek dient het aan de goedkeurende regulerende instantie toe te laten om de nakoming ervan te monitoren. Wanneer de minimale marge van 70% niet kan worden gegarandeerd, dient het derogatieverzoek duidelijk aan te geven welke het niveau van de ter beschikking te stellen capaciteit is, ofwel door het opnemen van een absolute waarde of, zoals Elia, door het hanteren van een methodologische aanpak om de beschikbare capaciteit te berekenen. Noch de CREG, noch BNetzA, noch een andere betrokken regulerende instantie gaf aan niet akkoord te zijn met de derogatieverzoeken in de Core capaciteitsberekeningsregio in het algemeen en dat van Elia in het bijzonder. 2.4. OPENBARE RAADPLEGING De Franstalige versie van het Derogatieverzoek van Elia werd door de CREG aan alle belanghebbenden ter consultatie voorgelegd. Deze openbare raadpleging werd via een nieuwsbrief ter kennis gebracht op 28 oktober 2019 en liep gedurende een periode van 30 kalenderdagen op haar website tot en met 18 november 2019. Conform de bepalingen in artikel 35, §1 van het Huishoudelijk Reglement van de CREG, omvatten de raadplegingsdocumenten het voorstel dat door een derde ter goedkeuring werd voorgelegd (in casu het Derogatieverzoek van Elia). De CREG organiseerde deze raadpleging omdat er geen voorgaande raadpleging door Elia werd georganiseerd, daar dit volgens de Elektriciteitsverordening niet verplicht is. De CREG ontving twee antwoorden, beiden op 18 november 2019, van Febeg en van FEBELIEC. Deze antwoorden zijn toegevoegd in BIJLAGE 2 aan deze beslissing. Febeliec geeft, in haar antwoord, aan te betreuren dat Elia vanaf 1 januari 2020 niet altijd in de mogelijkheid zal verkeren om een minimale marge van 70% van de capaciteit ter beschikking van de zoneoverschrijdende handel te stellen. Hoewel Febeliec begrip kan opbrengen voor de redenen die worden aangehaald in het Derogatieverzoek, wordt de CREG gevraagd om:
  12. a)te waken dat de redenen voor een derogatie correct en voldoende beargumenteerd zijn, en niet louter het gevolg zijn van de laattijdige acties van Elia om vanaf 1 januari 2020 de 70%regel te implementeren;
  13. b)het toestaan van de derogatie te beperken tot de tijd die werkelijk nodig is om de 70%-regel te respecteren en tot de momenten en situaties waarin de operationele veiligheid niet kan worden gegarandeerd; 6 1 december 2020 is volgens ACER Beslissing Nr. 02/2019 de wettelijke termijn voor de implementatie van de Core capaciteitsberekeningsmethodologie. Niet-vertrouwelijk 12/24
  14. c)te verduidelijken dat de derogatie niet kan worden verlengd na afloop van de datum voorzien in het Derogatieverzoek;
  15. d)ervoor te zorgen dat Elia en alle betrokken TSB’s alles in werking stellen om de capaciteit voor zoneoverschrijdende handel op continue wijze te verhogen naar de minimale marge van 70%, zoals voorzien in de Elektriciteitsverordening en in overeenstemming met de aanbevelingen van ACER (zie ook voetnoot 3). De CREG gaat akkoord met de opmerkingen van Febeliec, met uitzondering van punt c), en geeft aan dat de CREG deze standpunten reeds te kennen gaf aan Elia, de Core TSB’s en de andere betrokken regulerende instanties.7
  16. a)De CREG gaat akkoord met het standpunt van Febeliec en merkt op dat de organisatie van de parallel run, beschreven in artikel 6 van het Derogatieverzoek, op expliciete vraag van de CREG is beperkt tot drie maanden. Dit is in tegenstelling tot gelijkaardige initiatieven van andere TSB’s, waar om dezelfde reden(
  17. en)parallel runs georganiseerd worden gedurende een langere periode, tot zes maanden na de inwerkingtreding van 70%-regel.
  18. b)De CREG gaat akkoord met het standpunt van Febeliec en verwijst naar haar standpunten, samengevat in deel 2.3.
  19. c)De CREG gaat niet akkoord met het standpunt van Febeliec. In principe kan een derogatie verlengd worden, met telkens een jaar, of – wanneer de afwijking aanzienlijk afneemt na het eerste jaar – voor maximaal twee jaar. De Elektriciteitsverordening verbiedt niet dat, wanneer een TSB hierom verzoekt, meerdere derogaties na elkaar worden verleend.
  20. d)De CREG gaat akkoord met het standpunt van Febeliec en verwijst naar haar standpunten, samengevat in deel 2.3. De vragen en opmerkingen van FEBEG worden hieronder samengevat en door de CREG behandeld:
  21. a)De redenen om geen actieplan te implementeren worden geacht relevant te zijn voor het Derogatieverzoek.
  22. b)De afname van de lusstromen als gevolg van interne congesties bij toepassing van een actieplan in een naburige lidstaat of biedzone (beschreven in paragraaf
(6)(
  1. d)van de preambule van het Derogatieverzoek) kan enkel als een vaststaand feit worden voorgesteld indien het startpunt van het lineair traject in deze lidstaat of biedzone niet lager is dan de huidige beschikbare capaciteiten.
  2. c)FEBEG vraagt in welke mate de initiële instelling van de kostelijke en niet-kostelijke corrigerende maatregelen, in het bijzonder de Belgische dwarsregeltransformatoren, op transparante wijze worden gecommuniceerd.
  3. d)Het is niet duidelijk voor FEBEG welke onbeschikbaarheden in paragraaf
(7)van de preambule zullen worden beschouwd als geldige redenen om minder dan 70% van de capaciteit ter beschikking te stellen. Daarenboven verhogen de onbeschikbaarheden, volgens FEBEG, niet enkel de interne stromen maar ook de lusstromen en bijgevolg verlagen deze de beschikbare marges. Tenslotte vraagt FEBEG op welke wijze de ter beschikking gestelde marges, na toepassing van de derogatie, zullen worden berekend. e) Elia dient, naast het beschikbare interne redispatchingpotentieel, ook de te redispatchen eenheden waarvoor bilaterale akkoorden met de naburige TSB’s werden afgesloten, in 7 Zie ook de standpunten in deel 2.3. Niet-vertrouwelijk 13/24 overweging te nemen alvorens haar beroep te doen op een derogatie, zoals beschreven in paragraaf
(7)(
  1. d)van de preambule van het Derogatieverzoek.
  2. f)FEBEG geeft aan dat de efficiënte toepassing van grensoverschrijdende resdispatching maatregelen niet ingeperkt wordt door de afwezigheid van de relevante coördinatiemethodologieën in de CACM en SO Verordening8, vanuit een technisch perspectief. De toepassing van deze maatregelen wordt door Elia, in de visie van FEBEG, niet opportuun geacht door de huidige toepassing van het requester-pays principe in de van toepassing zijnde bilaterale akkoorden met de naburige TSB’s.
  3. g)FEBEG benadrukt het feit dat de voorzienbare redenen om de beschikbare capaciteit onder de minimale marge van 70% te verminderen, op effectieve wijze door de marktdeelnemers op voorhand dienen te kunnen worden ingeschat.
  4. h)De formulering van paragraaf
(9)(c)(
  1. i)van de preambule is volgens FEBEG niet duidelijk.
  2. i)De rapportering van de afwijking van de 70%-regel, vooropgesteld in artikel 1, derde lid van het Derogatieverzoek, dient niet enkel naar de CREG maar ook naar de marktdeelnemers te worden gecommuniceerd.
  3. j)FEBEG vraagt zich af wat, inhoudelijk gezien, zal worden vermeld in de methodologie en projecten die zullen worden gerapporteerd om een langetermijnoplossing voor de onderliggende problemen te implementeren.
  4. k)De inhoud van de zogenaamde flow decomposition methode, waarvan sprake in artikel 4, derde lid,
  5. c)van het Derogatieverzoek, is niet duidelijk. De link met artikel 4, tweede lid,
  6. b)waar een opsplitsing van de helft van de resterende marge van 30%, verminderd met de betrouwbaarheidsmarges, aan de lusstromen wordt toegewezen, wordt in vraag gesteld.
  7. l)De opsplitsing vermeld in artikel 4, tweede lid,
  8. b)waarbij de resterende marge verminderd met de betrouwbaarheidsmarge (i.e. 30% - betrouwbaarheidsmarge) gelijk verdeeld wordt over toelaatbare lusstromen en toelaatbare interne stromen, is volgens FEBEG vanuit theoretisch standpunt overbodig en kan leiden tot een over- of onderschatting van de ter beschikking te stellen marges.
  9. m)De berekening van de beschikbare marge in artikel 5, tweede lid in geval van onvoldoende redispatching potentieel bij geplande onbeschikbaarheden voor netwerkversterkingen, wordt niet gegeven. FEBEG verzoekt Elia en de CREG om hiervoor een formule ter beschikking te stellen.
  10. n)FEBEG stelt voor om het beslissingsproces om de beschikbare marges onder de 70%-regel te verminderen, expliciet te beschrijven in het Derogatieverzoek. Dit moet toelaten aan de marktdeelnemers om dergelijke situaties beter in te schatten en biedt een leidraad aan Elia om de processen te standaardiseren. Hiertoe wordt een beslissingsboom in het antwoord van FEBEG opgenomen (zie Figuur 1): 8 Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen Niet-vertrouwelijk 14/24 Figuur 1: Beslissingsboom voor derogaties omwille van lusstromen (D1) en onvoldoende redispatchingpotentieel ingeval van geplande onbeschikbaarheden bij netwerkversterkingen (D2) Bron: FEBEG
  11. o)Ten slotte verzoekt FEBEG aan Elia en de CREG om meer informatie met betrekking tot de output van de parallel run tussen 1 januari en 31 maart 2020. In het bijzonder wordt gevraagd om minimaal dezelfde gegevens uit de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling in de CWE-regio te publiceren enerzijds en anderzijds de toegenomen toepassing van corrigerende maatregelen (vermeld in paragraaf
(8)(a)(
  1. i)van de preambule van het Derogatieverzoek) te documenteren en publiceren. De CREG antwoordt hieronder op de punten aangehaald door FEBEG in het antwoord op de publieke consultatie:
  2. a)Het verslag van Entso-E met betrekking tot de vaststelling van structurele congesties9 geeft aan dat er in België, voor wat betreft de kritieke netwerkelementen die door Elia uitgebaat worden, geen structurele congestie vast te stellen is. Deze structurele congesties zouden, indien ze wel voorkomen, de basis moeten vormen voor een actieplan. De residuele en nietstructurele congesties in het Belgische transmissienetwerk zijn van die aard dat een derogatie van de 70%-regel een efficiëntere maatregel vormt.
  3. b)Het klopt dat deze stelling niet kan worden bevestigd zonder aannames over het startpunt van het lineaire traject in de actieplannen van naburige lidstaten en TSB’s. In de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling in de CWE-regio is echter overeengekomen tussen alle betrokken partijen (TSB’s en regulerende instanties) dat de huidige zogenaamde 20% minRAM waarde voorlopige zal blijven gehanteerd worden als minimale marge. Dit dient inderdaad nog formeel te worden bevestigd in de nog goed te keuren nationale actieplannen.
  4. c)De CREG is akkoord met het feit dat de transparantie van onder meer de initiële instelling van de kostelijke en niet-kostelijke corrigerende maatregelen het zou toestaan aan de marktdeelnemers om beter te anticiperen op de verwachte uitkomsten van de marktkoppelingsprocessen. De CREG verwijst in dit kader naar de lopende discussies in de CWE 9 Entso-E
(2018), Bidding Zone Configuration Technical Report 2018, 15 oktober https://docstore.entsoe.eu/Documents/Events/2018/BZ_report/20181015_BZ_TR_FINAL.pdf). Niet-vertrouwelijk 2018, blz 30, 15/24 regio met betrekking tot de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling10 en de discussies tussen Elia en de CREG met betrekking tot de financiële stimulansen voor het verbeteren van de transparantie in de tariefmethodologie.11
  1. d)Het Derogatieverzoek beoogt enkel derogaties voor geplande onbeschikbaarheden als gevolg van de netwerkversterkingen voorzien in het Ontwikkelingsplan. Deze onbeschikbaarheden zullen jaarlijks worden gerapporteerd via het Transparantieplatform van Entso-E.12 De CREG merkt op dat in deze context het onderscheid tussen interne en lusstromen op de overblijvende netwerkelementen arbitrair is, en geenszins relevant voor de berekening van de resterende beschikbare marge. Elia geeft verder in het Derogatieverzoek aan dat, voor wat betreft de monitoring van de nakoming van de 70%-regel en de derogatie omwille van geplande onbeschikbaarheden, ze de capaciteit die beschikbaar zou zijn geweest onder de assumptie van een volledige beschikbaarheid, zal berekenen en rapporteren aan de CREG (zie ook artikel 5, derde lid van het Derogatieverzoek). Hoewel deze hypothetische waarde in principe gelijktijdig met de publicatie van de marktkoppelingsresultaten kan worden gepubliceerd, zal de CREG er ex post tijdens de monitoring op toezien dat Elia aan haar verplichtingen met betrekking tot het ter beschikking stellen van een gepaste interconnectiecapaciteit voldoet.
  2. e)De CREG gaat akkoord met het principe dat Elia het haar ter beschikking gestelde redispatchingpotentieel dient aan te wenden om de minimale marge van 70% te waarborgen. De vermelde bilaterale overeenkomsten zijn echter veeleer te zien als uitzonderlijke maatregel, en zijn geenszins in overeenstemming met de bepalingen met betrekking tot de nodige regionale coördinatie in de CACM Verordening, de SO Verordening en de Elektriciteitsverordening. Wanneer redispatching en compensatiehandel tot doel hebben om de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit te verhogen, is het van cruciaal belang dat de verschillende acties gecoördineerd worden tussen alle betrokken TSB’s, teneinde de congesties niet op één plaats te verlichten en elders congestie te creëren.
  3. f)Zie antwoord hierboven onder punt e).
  4. g)De transparantie en de mate waarin de effectief ter beschikking gestelde capaciteit te voorspellen valt door marktdeelnemers, is volgens FEBEG maar ook volgens de CREG van cruciaal belang om op een efficiënte wijze te kunnen inspelen op veranderingen in de marktomstandigheden. De CREG zal er, in samenwerking met de marktdeelnemers, blijven over waken dat Elia en de andere betrokken TSB’s alle nodige informatie (bv. de door FEBEG vermelde publicatie van lusstromen) tijdig en correct publiceren. Dit dient echter te worden gezien in de context van de huidige discussies tussen de betrokken partijen (regulerende instanties, TSB’s en belanghebbenden) in de CWE regio met betrekking tot de transparantie van de stroomgebaseerde day-aheadkoppeling.
  5. h)De CREG begrijpt dat de notie “flux internes trop élevés” (vrij vertaald: “te hoge interne stromen”) inderdaad gelinkt is aan de berekening van de toelaatbare lusstromen, i.e. 30% verminderd met de betrouwbaarheidsmarge gedeeld door twee (zie artikel 4, tweede lid, b. van het Derogatieverzoek). De vermindering van de beschikbare marge als gevolg van de ontoereikendheid van intern redispatchpotentieel, is enkel van toepassing op interne 10 Onder meer in de CWE Consultative Group, waarin zowel de TSB’s, regulerende instanties en andere belanghebbenden en marktdeelnemers vertegenwoordigd zijn. 11 Deze stimulans werd vastgelegd via onder meer Beslissing (B) 658E/52 over de doelen die Elia in 2019 moet behalen in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG zoals bedoeld in artikel 27 van de tariefmethodologie 12 https://transparency.entsoe.eu/ Niet-vertrouwelijk 16/24 netwerkelementen omdat enkel over deze elementen, per definitie, interne stromen worden waargenomen.
  6. i)De CREG gaat akkoord met deze stelling en verwijst naar de publicatie van de afwijkingen van de huidige minimale marge (i.e. de zogenaamde 20% minRAM). De CREG zal erop toezien dat de publicatie van deze afwijkingen, in het kader van de transparantiediscussies in de CWE regio, gegarandeerd blijft en verwijst naar deel 3.1 van deze beslissing.
  7. j)De CREG gaat akkoord met de analyse van FEBEG. Echter, de opname van de methodologieën voor het op lange termijn aanpakken van de onderliggende problemen is een wettelijke verplichting in artikel 16, negende lid van de Elektriciteitsverordening. De CREG heeft ook aan andere regulerende instanties gevraagd om deze informatie toe te voegen aan de relevante derogatieverzoeken. De CREG verwacht, in vervulling van artikel 1, vierde lid van het Derogatieverzoek, immers dat Elia de (algemene) stand van zaken met betrekking tot onder meer de implementatie van de methodologieën in CACM die een rechtstreekse impact op de beschikbaarheid van zoneoverschrijdende capaciteit hebben, rapporteert.
  8. k)De zogenaamde flow decomposition methodologie dient op regionaal niveau door de Core TSB’s ontwikkeld en geïmplementeerd te worden, in het kader van de methodologieën voor de gecoördineerde redispatching en compensatiehandel, inclusief de methodologie voor het verdelen van de eraan gelinkte kosten (artikels 35 en 74 van de CACM Verordening). De tussentijdse oplossing, vermeld in artikel 4, derde lid, c.,ii. dient door Elia te worden gepubliceerd.
  9. l)De CREG merkt op dat het onderscheid tussen interne stromen en lusstromen, berekend als 30% verminderd met de betrouwbaarheidsmarge gedeeld door twee, inderdaad arbitrair is. Het onderscheid tussen interne en lusstromen is enkel relevant voor het monitoren van het verminderen van de marge onder de 70%-regel, maar heeft geen impact op de marge die uiteindelijk ter beschikking wordt gesteld van de grensoverschrijdende handel. Het klopt dat er afwijkingen kunnen zijn tussen interne en lusstromen op interne netwerkelementen zoals berekend volgens het derogatieverzoek en zoals in werkelijkheid ervaren, maar de CREG is van mening dat het gebruiksgemak van deze regel de eventuele theoretische nadelen overstijgt.
  10. m)De CREG erkent dat er door Elia geen formule voor het berekenen van de verminderde marge in geval van geplande onbeschikbaarheden is opgenomen in het Derogatieverzoek. De CREG zal hiertoe, tijdens de monitoring van de nakoming van de verplichtingen met betrekking tot de beschikbare capaciteit, erop toezien dat de capaciteit voor zoneoverschrijdende handel niet onnodig onder een bepaald, gepast niveau vastgesteld werd. De CREG verwijst hiervoor naar deel 3.6 van deze beslissing.
  11. n)Het voorstel van FEBEG heeft inderdaad als voordeel dat het op een duidelijke, gestructureerde wijze toelaat om de beschikbare capaciteit te berekenen en na te gaan om welke redenen de 70%-regel al dan niet kan worden gehanteerd door Elia. De CREG begrijpt van de beslissingsboom dat er een onderscheid gemaakt wordt tussen derogaties voor lusstromen (D1), al dan niet in combinatie met een derogatie voor geplande onbeschikbaarheden (D2), of een situatie waarin zowel de lusstromen als interne stromen boven een toelaatbaar niveau liggen (D1’). De CREG is van mening dat een dergelijke methode het haar op praktische wijze zou toelaten de monitoring van de nakoming van de 70%-regel en de derogaties erop, te organiseren. De CREG zal hiertoe contact opnemen met FEBEG om het voorstel uitvoerig te bespreken en te zien hoe dit kan geïntegreerd worden in een efficiënt monitoringproces.
  12. o)De CREG gaat akkoord met deze stelling en verwijst naar de transparantiediscussies in de CWE regio. Niet-vertrouwelijk 17/24 3. ANALYSE VAN HET VOORSTEL Het Derogatieverzoek van Elia omvat twee delen: een preambule en het eigenlijke voorstel. In de preambule wordt de context voor de totstandkoming van het verzoek geschetst, terwijl het eigenlijke voorstel beschrijft op welke momenten Elia welke volumes ter beschikking van de zoneoverschrijdende handel zal stellen en volgens welke voorwaarden het verzoek zal worden geïmplementeerd. 3.1. DOEL VAN HET VOORSTEL Artikel 16 van de Elektriciteitsverordening beoogt, als algemene doel, het verhogen van de beschikbare transmissiecapaciteit voor zoneoverschrijdende handel. Hiertoe wordt, in het achtste lid, een minimale marge vastgesteld die ter beschikking van zoneoverschrijdende handel moet worden gegarandeerd, met name 70% van de capaciteit van kritieke netwerkelementen onder onvoorziene omstandigheden. Onder bepaalde gevallen kan het aan een TSB toegestaan zijn om een (neerwaartse) afwijking van de 70%-regel te hanteren. Wanneer dit het gevolg is van een structurele congestie die door TSB(‘
  13. s)is vastgesteld, kan de lidstaat conform artikel 15, tweede lid, beslissen een actieplan te implementeren. Hiertoe dient, via een lineair traject, de minimale marge vanaf een bepaalde startwaarde stapsgewijs te verhogen tot 70% tegen 31 december 2025. Wanneer geen structurele congestie wordt vastgesteld maar de TSB toch problemen met betrekking tot operationele veiligheid voorziet bij de toepassing van de 70%-regel, kan ze voorzienbare redenen inroepen om, op specifieke netwerkelementen, ontheven te worden van de verplichting om op elk moment de minimale marge van 70% te hanteren. Hiertoe dient de TSB, bij haar regulerende instantie, een goedkeuringsaanvraag in te dienen. Na overleg tussen de betrokken partijen (Elia, de CREG en de Algemene Directie Energie van de FOD Economie, K.M.O., Middenstand en Energie) diende Elia daarom het bijgevoegde Derogatieverzoek ter goedkeuring in, omwille van de volgende drie voorzienbare redenen: D1: het garanderen van operationele veiligheid wanneer de berekende lusstromen groter zijn dan de aanvaardbare lusstromen als gevolg van de implementatie van een actieplan in een naburige biedzone; D2: het garanderen van de operationele veiligheid wanneer onvoldoende redispatchingpotentieel beschikbaar is tijdens langdurige, geplande onbeschikbaarheden als gevolg van voorziene netwerkversterkingen; D3: het garanderen van de operationele veiligheid tijdens het ontwikkelen van de benodigde processen en hulpmiddelen om de minimale marge van 70% te implementeren. Deze voorzienbare redenen worden hierna verder in detail besproken delen 3.2, 3.3 en 3.4. Niet-vertrouwelijk 18/24 3.2. D1: LUSSTROMEN Artikel 16, achtste lid bepaalt dat de minimale marge die ter beschikking van de zoneoverschrijdende handel dient te worden gesteld, 70% bedraagt. De overige 30% van de capaciteit van de kritieke netwerkelementen, rekening houdende met uitvalsituaties, kan door een TSB worden aangewend voor betrouwbaarheidsmarges, interne stromen en lusstromen. In die optiek kunnen lusstromen over een kritiek netwerkelement, wanneer alle TSB’s aan artikel 16, achtste lid voldoen, niet hoger zijn dan 30% verminderd met de interne stromen en betrouwbaarheidsmarges. Wanneer een TSB echter een actieplan implementeert, is in de eerste jaren van het lineair traject de minimale marge (gevoelig) lager dan de vooropgestelde 70%. Als gevolg daarvan, wanneer interne congestie optreedt, kunnen lusstromen hoger dan het toelaatbare niveau beschreven in randnummer 31 op kritieke netwerkelementen worden waargenomen. Aangezien deze lusstromen buiten de controle van Elia vallen, kan de operationele veiligheid in gedrang komen wanneer Elia wordt verplicht om alsnog de minimale marge van 70% te garanderen. Om het hoofd te bieden aan dit risico, verzoekt Elia om een afwijking van de verplichting, specifiek op momenten waarop, voor bepaalde kritieke netwerkelementen, de lusstromen hoger dan de toelaatbare niveaus liggen (“D1”). Elia beschrijft, in artikel 4, op welke manier het de beschikbare marge onder de 70% zal verlagen op basis van de toelaatbare en berekende lusstromen. Wanneer de berekende lusstromen hoger dan de toelaatbare lusstromen zijn, zal de beschikbare marge verminderd worden van 70% met een volume dat correspondeert aan het verschil tussen de berekende en toelaatbare lusstromen. Dit wordt mathematisch weergegeven in artikel 4 van het Derogatieverzoek. Deze methodologische aanpak voor het verminderen van de beschikbare marge met het verschil tussen de berekende en toelaatbare lusstromen, garandeert dat de uiteindelijke marge die beschikbaar is voor zoneoverschrijdende handel op een optimaal niveau ligt, rekening houdende met de lusstromen uit de naburige biedzones. De aanpak vermijdt, volgens de CREG, dat de benodigde vermindering van de beschikbare marge voor het garanderen van de operationele veiligheid, over- of onderschat wordt. De CREG is van mening dat het beheer van lusstromen boven een aanvaardbaar niveau een gewettigde, voorzienbare reden is om een derogatie van de 70%-regel te verkrijgen en keurt daarom het Derogatieverzoek, voor wat betreft D1, goed. Niet-vertrouwelijk 19/24 3.3. D2: GEPLANDE ONBESCHIKBAARHEDEN VOOR VERSTERKINGEN AAN HET NETWERK Artikel 16, vierde lid van de Elektricitetisverordening stelt dat TSB’s gebruik dienen te maken van redispatching en compensatiehandel om de minimale marge van 70%, bepaald volgens het achtste lid van datzelfde artikel, te waarborgen. Elia herhaalt in het Derogatieverzoek dat ze telkens, alvorens de beschikbare marge te verminderen, de nodige maatregelen voor redispatching zal activeren. Wanneer het aanwezige redispatching potentieel echter onvoldoende is, omwille van een verhoogde druk op het transmissiesysteem in geval van geplande onbeschikbaarheden (“D2”), verzoekt Elia om een derogatie van de verplichting om op die momenten op kritieke netwerkelementen onder onvoorziene omstandigheden 70% van de capaciteit ter beschikking te moeten stellen. De CREG is van mening dat “de veilige exploitatie van het netwerk”, vermeld in artikel 16, vierde lid van de Elektriciteitsverordening, ook een correct beheer van de geplande onbeschikbaarheden omwille van netwerkversterkingen omvat. Deze onbeschikbaarheden dienen op transparante wijze te worden mede gedeeld aan de marktdeelnemers. Elia verbindt er zich toe om deze te rapporteren via het transparantieplatform van Elia. Daarnaast wordt de impact van langdurige onbeschikbaarheden, onder meer voor netwerkversterkingen, gekwantificeerd via de zogenaamde SPAIC processen13 in de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling in de CWE regio. De CREG is van mening dat het verzoek om een derogatie, voor wat betreft D2, het aan Elia toelaat om op veilige wijze het netwerk te beheren en tegelijkertijd de capaciteit te maximaliseren. Elia voldoet op deze manier, volgens de CREG, aan de bepalingen in het vierde en negende lid van artikel 16 van de Elektriciteitsverordening. 3.4. D3: NIEUWE PROCESSEN EN HULPMIDDELEN De derde voorzienbare reden om af te wijken van de 70%-regel (“D3”) dient om, gedurende een overgangsperiode tussen 1 januari en 31 maart 2020, de nodige processen en hulpmiddelen te ontwikkelen om de minimale marge op de kritieke netwerkelementen onder onvoorziene omstandigheden te berekenen en op een niveau van 70% te waarborgen. Tijdens deze periode zal Elia een parallel run organiseren, waarbij de effecten van de implementatie van artikel 16, achtste lid zal worden getest. Tijdens deze parallel run zal de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling in de CWE regio worden gesimuleerd, met als inputparameters de gegevens van andere TSB’s (die ook een derogatieverzoek zullen of een actieplan implementeren). In de eerste drie maanden van 2020 zal Elia bijgevolg de op dit moment goedgekeurde stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling blijven toepassen. Elia verduidelijkt, in artikel 6, tweede lid van haar Derogatieverzoek, dat de minimale marge van 20% die op dit moment van toepassing is, zal blijven gelden in deze periode. De CREG heeft van andere TSB’s en regulerende instanties dat deze regel voorlopig ook als minimale waarde van toepassing blijft voor andere CWE TSB’s, ongeacht of ze een derogatieverzoek dan wel een actieplan implementeren. De CREG is van oordeel dat het Derogatieverzoek, voor wat betreft D3, kan worden goedgekeurd. 13 SPAIC = Standard Procedure for Assessing the Impact of Changes, de procedure die TSB’s volgen om de impact van wijzigingen in de marktkoppelingsprocessen te berekenen. Niet-vertrouwelijk 20/24 3.5. TOEPASSINGSGEBIED De derogatie van de verplichting om een minimale marge van 70% te hanteren, is van toepassing op de kritieke netwerkelementen onder onvoorziene omstandigheden, die worden beheerd binnen de stroomgebaseerde day-ahead marktkoppeling in de CWE regio. Dit wordt verduidelijkt in artikel 7 van het Derogatieverzoek en garandeert dat elk netwerkelement dat een impact heeft op de grensoverschrijdende capaciteit, ofwel aan de 70%-regel voldoet ofwel omwille van één van de goedgekeurde voorzienbare redenen (D1, D2 of D3) een lagere beschikbare marge heeft. De derogaties omwille van D1 en D2 worden aangevraagd voor een periode van 1 jaar, te beginnen vanaf 1 januari tot en met 31 december 2020. De derogatie omwille van D3 wordt, gezien de beperkte(
  14. re)duur voor de implementatie van de nodige processen en hulpmiddelen en de organisatie van de parallel run, voor drie maanden aangevraagd, te beginnen vanaf 1 januari tot en met 31 maart 2020. 3.6. MONITORING VAN DE NAKOMING Conform de bepalingen in artikel 59, eerste lid, (
  15. h)van de Elektriciteitsrichtlijn is de CREG ervoor verantwoordelijk dat Elia de bepalingen in artikel 16 van de Elektriciteitsverordening naleeft. Deze algemene taak omvat het toezicht op het naleven van de verplichting tot het beschikbaar stellen van een minimale marge van 70% aan de zoneoverschrijdende handel. Deze monitoringstaak dient op doorlopende wijze, op basis van de door Elia verstrekte informatie en in lijn met de aanbevelingen van ACER (zie deel 2.2), uitgevoerd te worden. Teneinde op een gestructureerde, transparante en deterministische wijze de toepassing van de 70%-regel en de afwijkingen ervan in navolging van redenen D1, D2 en D3 te monitoren, zal de CREG contact opnemen met FEBEG om verduidelijking te vragen over de methode die in haar antwoord op de openbare raadpleging (beschreven in randnummer 26, n)). Een verfijning van deze methode, in samenspraak met de betrokken partijen (waaronder FEBEG, Elia, de regulerende instanties op Europees en regionaal niveau, ACER) zal in de eerste maanden van 2020 worden nagestreefd met als doel een operationeel monitoringsproces vast te stellen. Hierbij zullen de Europese en regionale context, met name de discussies tussen de betrokken regulerende instanties en ACER, en de aanbeveling van ACER, niet uit het oog verloren worden. Niet-vertrouwelijk 21/24 4. BESLISSING Met toepassing van artikel 16, negende lid van Verordening (EU) 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking), beslist de CREG om, om de voorgaande redenen, de goedkeuringsaanvraag voor een derogatie van artikel 16, achtste lid van Verordening (EU) 2019/943 betreffende een minimale beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel, goed te keuren. De CREG keurt deze derogatie, om de voorgaande redenen, goed voor een periode van 1 jaar vanaf 1 januari tot en met 31 december 2020 voor wat betreft D1 en D2, en voor een periode van 3 maanden vanaf 1 januari tot en met 31 maart 2020 voor wat betreft D3. De CREG verwacht uiterlijk op 30 juni 2020 een verslag van Elia met betrekking tot de vooruitgang in de processen die verwacht worden een positieve impact te hebben op de voorzienbare redenen voor het verlenen van de derogatie van artikel 16, achtste lid van de Elektriciteitsverordening.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Koen LOCQUET Wnd. Voorzitter van het Directiecomité Niet-vertrouwelijk 22/24 BIJLAGE 1 Demande d’Elia de dérogation à la marge minimale à mettre à disposition pour les échanges entre zones conformément à l’article 16
(9)du Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (refonte) Franstalige versie – 15 oktober 2019 Niet-vertrouwelijk 23/24 BIJLAGE 2 Antwoorden ontvangen tijdens de openbare raadpleging 1. Febeliec – 18 november 2019 2. FEBEG – 18 november 2019 Niet-vertrouwelijk 24/24

🔗 Vers la source officielle

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