← België

Beslissing over het verzoek van de NV Elia Transmission Belgium van 28 oktober 2021 tot afwijking van de toepassing in artikel 4.1, a) van de Europese

(B)2358 31 maart 2022 Beslissing over het verzoek van de NV Elia Transmission Belgium van 28 oktober 2021 tot afwijking van de toepassing in artikel 4.1, a) van de Europese netcode RfG voor bestaande

Artikel 63(2)a) van de Europese netcode Rf

G. 19. Hoofdstuk 3.2 beschrijft de elektriciteitsproductie-eenheden waarvoor een afwijking wordt gevraagd. Het betreft de elektriciteitsproductie-eenheden van het type D met een maximaal geïnstalleerd vermogen lager dan 25 MW en een spanning op het aansluitingspunt hoger dan of gelijk aan 110 kV die als bestaand worden beschouwd zoals gedefinieerd in artikel 4.2 van het Europese netcode RfG en artikel 35, §§ 7, eerste lid, 8 van het K.B. Federaal Technisch Reglement. Elia heeft kennis van 28 productie-eenheden die in de scope van deze derogatie vallen. Hun gezamenlijk geïnstalleerd vermogen bedraagt 128,8 MW. Daarvan zal slechts een beperkt aandeel in de toekomst wijzigingen ondergaan die, zonder deze afwijking, onder het toepassingsgebied van de substantiële modernisering volgens de criteria uit artikel 4

(1)a) van de Europese netcode RfG zouden vallen. De CREG besluit dat

Artikel 63(2) b) van de Europese netcode Rf

G. 20. Hoofdstuk 3.3 preciseert de artikelen van de Europese netcode RfG waarvoor een afwijking wordt gevraagd. Het betreft een afwijking van artikel 4.1, a) van de Europese netcode RfG voor de hierboven genoemde productie-eenheden, opdat deze niet in aanmerking zouden komen voor het toepassen van het principe (en de procedure) van substantiële modernisering. Bijgevolg omvat het verzoek van afwijking ook de uitwerking van bovengenoemde voorschriften in de nationale wetgeving. De CREG besluit dat

Artikel 63(2) c) van de Europese netcode Rf

G. Niet-vertrouwelijk 12/19 Hoofdstuk 3.4 geeft een gedetailleerde onderbouwing van het afwijkingsverzoek. Overeenkomstig de “Criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en/of HVDC” die door de CREG en de drie gewestelijke regulatoren (VREG, CWaPE en BRUGEL) zijn opgesteld en bekend gemaakt op hun websites, heeft Elia in punt 3.1.4 van haar afwijkingsverzoek een onderbouwing van de gevraagde afwijking gegeven voor volgende punten: - de aard van het probleem; - de omvang van het probleem; - de concrete oorzaken van de problemen; - de uitgangshypothesen en risico’s; - de gevraagde afwijking heeft geen onaanvaardbare negatieve gevolgen op: - • andere netgebruikers, • de netveiligheid, • de marktwerking, • de bevoorradingszekerheid, • de grensoverschrijdende handel, • het milieu of de gezondheid, de gevraagde afwijking: • levert geen concurrentievoordelen voor de producent of eigenaar van de installaties; • gaat niet verder dan strikt noodzakelijk is; • kan redelijkerwijze niet voor een kortere duur dan de gevraagde duur worden toegestaan. 21. De CREG stelt vast dat het afwijkingsverzoek al de “Criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en/of HVDC” voor wat betreft de onderbouwing van de aanvraag in voldoende mate behandelt, en aldus voldoet aan Artikel 63

(2)
  1. d)en
  2. e)van de Europese netcode RfG. De AD Energie kan zich aansluiten bij de analyse van Elia die aangeeft dat de technische implicaties, de bevoorradingszekerheidsgevolgen, de gevolgen voor de veiligheid van het net, de invloed op marktwerking en de grensoverschrijdende handel heel beperkt zijn, aangezien het volume van de betrokken elektriciteitsproductie-eenheden beperkt blijft. Rekening houdend met de scope en de duur van de gevraagde afwijking kan de CREG zich eveneens aansluiten bij de analyse van Elia die voor de gevraagde afwijking geen significante risico’s en negatieve gevolgen heeft geïdentificeerd. Niet-vertrouwelijk 13/19 22. De CREG wenst evenwel de volgende punten op te merken. Ten eerste definieert Elia de aard van het probleem op algemene wijze als volgt, namelijk dat het opleggen, in geval van substantiële modernisering, van eisen die specifiek zijn voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden van type D met een maximaal geïnstalleerd vermogen lager dan 25 MW en een spanning op het aansluitingspunt hoger dan of gelijk aan 110 kV, geen enkel significant voordeel oplevert voor het beheer van het elektriciteitssysteem, terwijl de naleving van deze eisen voor de producent onevenredig hoge extra kosten met zich meebrengt. Zoals door de AD Energie in haar advies opgemerkt, verwijst Elia hierbij naar eisen gesteld aan nieuwe type D eenheden, terwijl de eerder toegekende afwijking er in voorziet dat indien er een nieuwe aansluitovereenkomst dient afgesloten te worden de betrokken eenheden aan de eisen van een type A of B moeten voldoen afhankelijk van hun maximaal vermogen (zie paragraaf 15 van deze beslissing). De CREG sluit zich aan bij de opmerking van de AD Energie. Gegeven de eerder toegekende afwijking, en gegeven de gevraagde duur van het afwijkverzoek (i.e. 9 juli 2024) is de vraag veeleer welke de voordelen zouden zijn van het beheer van het elektriciteitssysteem enerzijds en de kosten voor de producent voor het naleven van de opgelegde eisen anderzijds, indien de betrokken eenheden bij substantiële modernisering zouden moeten voldoen aan de eisen voor nieuwe elektriciteitsproductieeenheden type A of B, afhankelijk van hun maximaal vermogen. In lijn hiermee zou de kostenbatenanalyse de impact van conformiteit met de nieuwe type-A of type-B vereisten dienen te evalueren. Ten tweede definieert Elia als referentie voor het identificeren van mogelijke negatieve gevolgen de huidige situatie waarbij de voorschriften voor de bestaande productie-eenheden van minder dan 25 MW ongewijzigd blijven. De CREG is echter van mening dat als referentie voor de “onaanvaardbare negatieve gevolgen” niet de huidige status-quo maar de situatie zonder afwijking als referentie genomen dient te worden. De vraag die dus beantwoord moet worden is dus of de andere netgebruikers onaanvaardbare negatieve gevolgen zullen lijden ten opzichte van de situatie waarin alle transmissiegekoppelde type-D eenheden bij significante wijzigingen wél aan de nieuwe type-D vereisten (of in voorkomend geval de vereisten van toepassing op type A en type B, zie supra) zouden moeten voldoen. Ten derde argumenteert Elia dat de aangevraagde afwijking geen concurrentievoordelen oplevert voor de producent of eigenaar van de installaties, maar wel in tegendeel een mogelijk concurrentienadeel met de elektriciteitsproductie-eenheden van minder dan 25 aangesloten op het distributienet, opheft. De CREG neemt nota van deze argumentatie maar wenst op te merken dat de huidige Europese netcode RfG het principe van niet-discriminatie toepast binnen de categorie van transmissiegekoppelde productie-eenheden enerzijds en binnen de categorie van distributiegekoppelde productie-eenheden anderzijds. Ook in de andere Europese netcodes en Europese richtlijnen worden vereisten opgelegd op basis van het spanningsniveau van de aansluiting, veeleer dan op basis van het geïnstalleerde vermogen. Zoals echter in paragraaf 16 van deze beslissing aangehaald, wordt de Europese netcode RfG momenteel herzien en zal het bestaande onderscheid op basis van spanningsniveau opnieuw worden geëvalueerd. De CREG vraagt dat Elia deze elementen in rekening brengt bij een mogelijke hernieuwing van het afwijkingsverzoek. Niet-vertrouwelijk 14/19 3.3. KOSTEN-BATENANALYSE 23. Met toepassing van artikel 63
(2)f) van de Europese netcode RfG dient het afwijkingsverzoek een kosten-batenanalyse overeenkomstig de eisen van artikel 39 van dezelfde netcode te bevatten. Deze kosten-batenanalyse dient tevens te zijn opgesteld rekening houdend met de “Criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en/of HVDC” .
  1. Elia heeft in punt 3.1.5 van haar afwijkingsverzoek een kosten-batenanalyse gemaakt waarin de maatschappelijke impact van de verzochte afwijking op globale wijze wordt geanalyseerd.
  2. Hierin worden de volgende nieuwe elementen door Elia aangebracht ter ondersteuning van het afwijkingsverzoek: - Vóór de inwerkingtreding van het Federaal Technisch Reglement van 22 april 2019 werden de beschouwde elektriciteitsproductie-eenheden met een vermogen van minder dan 25 MW als niet-regelend beschouwd. Hun capaciteit om het net qua spanning en frequentie te ondersteunen werd met andere woorden als secundair beschouwd ten opzichte van eenheden van meer dan 25MW die op het Elia-net zijn aangesloten. - Het opleggen van de vereisten voor nieuwe eenheden type D zou talrijke aanpassingen vergen voor de beschouwde eenheden (i.e. volledige aanpassing van het regelsysteem en diepgaande studie van de thermodynamische effecten), gezien deze installaties niet in die zin werden ontworpen. Dit argument betreft de volgende specifieke vereisten die van toepassing zijn voor nieuwe eenheden van type D: • De specifieke frequentie-eisen met betrekking tot de ongevoeligheid voor frequentiegradiënten (ROCOF), • De specifieke frequentie-eisen met betrekking tot het leveren van actief vermogen als reactie op frequentievariaties (FSM, LFSM-O, LFSM-U), • De specifieke spannings-eisen met betrekking tot de spanningsdips (Fault-Ride Through) • De capaciteit voor het leveren of absorberen van reactief vermogen in functie van actief vermogen, • De vereisten met betrekking tot de foutstroom en ondersteuning voor dynamische spanning, • De vereisten met betrekking tot de reactief statiek (‘droop’) - Het opleggen van de bovengenoemde vereisten voor nieuwe eenheden type D aan de elektriciteitsproductie-eenheden die binnen de scope vallen van dit afwijkingsverzoek wordt door Elia niet noodzakelijk geacht om de frequentie in België te handhaven, onder meer gezien een toenemend aantal nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden (van alle types) in staat zal zijn om in synchrone modus in een breder frequentiebereik te werken; als om aan de vereisten met betrekking tot ROCOF, LFSM-O en LFSM-U te voldoen. - Evenmin wordt het opleggen van de bovengenoemde vereisten voor nieuwe eenheden type D aan de elektriciteitsproductie-eenheden die binnen de scope vallen van dit afwijkingsverzoek door Elia noodzakelijk geacht voor een goede werking van het net, onder meer gezien een toenemend aantal nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden (van alle types) in staat zullen zijn om in een breder spanningsbereik te werken, aangesloten te blijven na ernstige spanningsdips, met een bredere capaciteit voor het leveren of absorberen van reactief vermogen te werken, bijkomende reactieve stroom te Niet-vertrouwelijk 15/19 injecteren/absorberen in geval van storingen en striktere eisen hebben met betrekking tot de reactief statiek. - Wat betreft het opleggen van de vereisten voor nieuwe eenheden type D aan de elektriciteitsproductie-eenheden die binnen de scope vallen van dit afwijkingsverzoek met betrekking tot de registratie van storingen en het dynamische gedrag van het net volgende, oordeelt Elia dat de kosten voor de producenten of eigenaars van deze eenheden, rekening houdende met de beperkte en onbeduidende potentiële voordelen voor het net, niet gerechtvaardigd zijn. Elia illustreert deze onredelijke kost aan de hand van indicatieve prijzen om aan deze vereisten te voldoen. Bovendien volstaat voor Elia een vereenvoudigde modellering om het dynamisch gedrag van het energiesysteem te simuleren. Elia concludeert bijgevolg dat de toepassing van het principe van substantiële modernisering op die 28 elektriciteitsproductie-eenheden van het type D met een maximaal geïnstalleerd vermogen lager dan 25 MW en een spanning op het aansluitingspunt hoger dan of gelijk aan 110 kV, die tot gevolg zou hebben dat deze eenheden in geval van substantiële modernisering zouden moeten voldoen aan de specifieke eisen die gelden voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden van het type D, een zeer marginaal effect zou hebben, terwijl het tegelijkertijd onevenredig hoge kosten met zich zou meebrengen voor de producenten of eigenaars van deze eenheden.
  3. Op basis van bovenstaande informatie gaat de CREG akkoord met de conclusie van Elia dat er geen positieve kosten-batenanalyse is van het opleggen van de vereisten voor nieuwe type Deenheden bij wijziging van bestaande type D-eenheden met een vermogen kleiner dan 25 MW. De CREG benadrukt hierbij dat het evenwel niet duidelijk is of de kosten-batenanalyse ook negatief zou zijn indien voor de betrokken elektriciteitsproductie-eenheden niet de vereisten voor nieuwe type D maar wel deze voor nieuwe type A, respectievelijk type B onderzocht zouden worden, of zelfs slechts een deel van deze eisen (bijvoorbeeld louter deze met betrekking tot een groter frequentie- en/of spanningsbereik). De CREG verwijst hierbij ook naar de analyse van de AD Energie hierover (punt 2 van het advies van de AD Energie). Zoals uiteengezet in paragraaf 22 van deze beslissing, vraagt de CREG bijgevolg dat Elia bij een mogelijke hernieuwing van dit afwijkingsverzoek ook de kosten-batenanalyse maakt waarbij bij een substantiële modernisering niet de eisen voor nieuwe type D maar dan wel deze voor nieuwe type A, respectievelijk type B onderzocht worden. De vereisten die geassocieerd zijn met een positieve kostenbatenanalyse, zouden desgevallend in de richtsnoeren voor substantiële modernisering dienen opgenomen te worden.
  4. De CREG is het eveneens eens met de analyse van de AD Energie die onder meer stelt dat “er heel wat kwantitatieve elementen in de kosten-batenanalyse ontbreken en dat deze dus naar methodologie niet conform artikel 39 van de Europese netcode RfG is uitgevoerd”, en vervolgens dat “Kwalitatief gezien er enigszins van uitgegaan kan worden dat de kosten gerelateerd aan de eisen die zouden volgen na substantiële modernisering van de betrokken eenheden substantieel zijn en kan er effectief de vraag gesteld worden of een modernisatie van de betrokken eenheden die een beperkt vermogen leveren economisch rendabel zou zijn. Echter om een antwoord op die vraag te krijgen is een kwantitatieve analyse nodig en dat is maar heel beperkt geleverd in dit afwijkingsverzoek.” De CREG vraagt Elia om bij een mogelijke hernieuwing van dit afwijkingsverzoek deze kwantitatieve analyse te vervolledigen. Het is bovendien belangrijk om de kosten-batenanalyse - waar mogelijk en relevant - op te stellen op het niveau van de individuele vereisten en niet op het geheel van vereisten (zie ook paragraaf 26 van deze beslissing). Niet-vertrouwelijk 16/19
  5. De AD Energie besluit dat ondanks het ontbreken van heel wat kwantitatieve elementen in de kosten-batenanalyse en het niet volgen van de opgelegde methodologie, de AD Energie toch kan instemmen met de positieve balans ten voordele van deze afwijking. Een publieke consultatie geeft immers aan dat de betrokken partijen zich aansluiten bij het standpunt van de netbeheerder. De CREG staat eveneens gunstig ten opzichte van de gevraagde afwijking. De CREG houdt hierbij rekening met de beperkte scope en duur van de gevraagde afwijking, de volledigheid van het dossier en conformiteit ten opzichte van de vormvereisten van de Europese netcode RfG en de “Criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en/of HVDC” die door de CREG en de drie gewestelijke regulatoren (VREG, CWaPE en BRUGEL) zijn opgesteld, het gunstige advies van AD Energie en de uitdrukkelijke ondersteuning van de gevraagde afwijking door de betrokken partijen.
  6. Ten slotte merkt de CREG op dat het toestaan van deze afwijking ook drempelverlagend werkt voor het investeren in kleinere eenheden die op het transmissienet worden aangesloten. Niet-vertrouwelijk 17/19
  7. CONCLUSIE
  8. Gelet op het afwijkingsverzoek ingediend door Elia op 28 oktober 2021 en het advies van de AD Energie daarover van 15 februari 2022, Gelet op de reacties ontvangen tijdens de openbare raadpleging die Elia organiseerde met betrekking tot het afwijkingsverzoek, Gezien voor de gevraagde afwijking geen significante risico’s en negatieve gevolgen werden geïdentificeerd, met inbegrip van negatieve effecten op de grensoverschrijdende handel, Gezien de kosten-batenanalyse, hoewel vrij rudimentair uitgevoerd, voldoende aantoont dat het voldoen aan de eisen voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden type D veel kosten met zich zou meebrengen voor de elektriciteitsproductie-eenheden en de baten voor het net heel beperkt zouden zijn, Beslist de CREG met toepassing van artikel 60
(1)en artikel 63
(6)en
(8)van de Europese netcode RfG en rekening houdend met wat in deel 3 van deze beslissing wordt uiteengezet, dat de bestaande elektriciteitsproductie-eenheden met een maximaal geïnstalleerd vermogen tot 25 MW (25 MW niet inbegrepen) en met een spanning op het aansluitingspunt van 110 kV of hoger niet hoeven te voldoen aan de artikel 4.1,a) van de Europese netcode RfG voor de termijn die aanvangt op de dag van indiening van het afwijkingsverzoek door Elia, zijnde 28 oktober 2021, en eindigt op 9 juli 2024. Daaruit vloeit voort dat deze elektriciteitsproductie-eenheden bij een substantiële modernisering dat plaats vindt gedurende de voorgenoemde periode, derhalve eveneens niet hoeven te voldoen aan de eisen voor algemene toepassing die krachtens de artikelen 5, 15, 16, 18, 19, 21, 22, 33, 34, 35, 36 en 37 van de Europese netcode RfG op nationaal niveau zijn goedgekeurd en gepubliceerd met toepassing van artikel 7 van de Europese netcode RfG. Beslist de CREG met toepassing van artikel 60
(1)en artikel 63
(6)en
(8)van de Europese netcode RfG, dat bij een eventuele hernieuwing van dit afwijkingsverzoek, de kosten-batenanalyse voldoet aan de in artikel 39 van de Europese netcode RfG opgelegde methodologie alsook met wat in paragrafen 22, 26 en 27 van deze beslissing wordt uiteengezet. De CREG vraagt Elia om deze toegestane afwijking minstens één jaar voor het verstrijken ervan, opnieuw te analyseren en hierover in dialoog te gaan met de marktspelers.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Andreas TIREZ Directeur Koen LOCQUET Wnd. Voorzitter van het Directiecomité Niet-vertrouwelijk 18/19 BIJLAGEN
  1. Verzoek van Elia tot afwijking van de toepassing van het principe van substantiële modernisering op bestaande elektriciteitsproductieeenheden (PGM) met een maximaal geïnstalleerd vermogen lager dan 25 MW en een spanning op het aansluitingspunt hoger dan of gelijk aan 110 kV, ingediend op 28 oktober 2021
  2. Reactie van FEBEG
  3. Reactie van FEBELIEC
  4. Consultatieverslag van Elia
  5. Advies van de Algemene Directie Energie van de federale overheidsdienst Economie, KMO, Middenstand en Energie Niet-vertrouwelijk 19/19

🔗 Vers la source officielle

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