← België

Beslissing inzake de modernisering van een elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK] gelegen op de site te [VERTROUWELIJK] (vervanging van e

(B)2739 6 februari 2025 Beslissing inzake de modernisering van een elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK] gelegen op de site te [VERTROUWELIJK] (vervanging van enkele onderdelen aan [VERTROUWELIJK] ) Artikel 4.1 (a)(iii) van Verordening (EU) 2016/631 van de Commissie van 14 april 2016 tot vaststelling van een netcode betreffende eisen voor de aansluiting van elektriciteitsproducenten op het net Niet-vertrouwelijke versie CREG - Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 - www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3 1. 2. WETTELIJK KADER ........................................................................................................................... 4 1.1. EUROPEES WETTELIJK KADER ................................................................................................ 4 1.2. NATIONAAL WETTELIJK KADER .............................................................................................. 5 ANTECEDENTEN .............................................................................................................................. 9 2.1. ALGEMEEN ............................................................................................................................. 9 2.2. RAADPLEGING ........................................................................................................................ 9 3. BEOORDELING .............................................................................................................................. 10 4. CONCLUSIE .................................................................................................................................... 17 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 19 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 20 BIJLAGE 3 ............................................................................................................................................... 21 Niet-vertrouwelijke versie 2/21 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) onderzoekt hierna, op grond van artikel 4.1(a)(iii) van de verordening (EU) 2016/1388 van de Commissie van 17 augustus 2016 tot vaststelling van een netcode voor aansluiting van verbruikers, de analyse van Elia Transmission Belgium NV inzake de substantiële modernisering van een elektriciteitsproductieeenheid van [VERTROUWELIJK], met maatschappelijke zetel te[VERTROUWELIJK]. Elia Transmission Belgium NV (hierna: Elia) heeft deze analyse, per brief van 14 december 2023, ontvangen op dezelfde datum, bij de CREG ter beslissing ingediend. De Algemene Directie Energie heeft haar advies aan de CREG en Elia overgemaakt per brief van 10 januari 2024, in overeenstemming met artikel 48, § 3 van de gedragscode van de CREG van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor de aansluiting op en de toegang tot het transmissienet en van de methoden voor het berekenen of vastleggen van de voorwaarden inzake de verstrekking van ondersteunende diensten en de toegang tot de grensoverschrijdende infrastructuur, inclusief de procedures voor de toewijzing van capaciteit en congestiebeheer (hierna “gedragscode elektriciteit”). Op verzoek van de CREG, bij brief van 14 februari 2024, verstrekte Elia aanvullende informatie bij de brief van 6 maart 2024 en in het kader van een presentatie aan de CREG op 18 juni 2024. Elia organiseerde een raadpleging van de netgebruiker over de moderniseringsstudie, die op 6 juni 2023 per brief naar [VERTROUWELIJK] werd verstuurd en waarop [VERTROUWELIJK] op 14 november 2023 heeft geantwoord. Het directiecomité van de CREG heeft deze beslissing over de analyse van Elia Transmission Belgium NV inzake de substantiële modernisering van een elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK], ingediend in het Frans door Elia per brief van 14 december 2023, genomen tijdens zijn vergadering van 6 februari 2025. Niet-vertrouwelijke versie 3/21 1. WETTELIJK KADER 1.1. EUROPEES WETTELIJK KADER 1. Artikel 4 van Verordening (EU) 2016/631 van de Commissie van 14 april 2016 tot vaststelling van een netcode betreffende eisen voor de aansluiting van elektriciteitsproducenten op het net (hierna : « de Europese netcode RfG ») voor bestaande elektriciteitsproductie-eenheden luidt als volgt : “1.Op bestaande elektriciteitsproductie-eenheden zijn de eisen van deze verordening niet van toepassing, tenzij:

  1. a)een elektriciteitsproductie-eenheid van het type C of D in dergelijke mate is gewijzigd dat de desbetreffende aansluitovereenkomst ingrijpend moet worden herzien overeenkomstig de volgende procedure:
  2. i)eigenaren van elektriciteitsproductie-installaties die voornemens zijn een installatie te moderniseren of apparatuur te vervangen op een wijze die effect heeft op de technische capaciteiten van de elektriciteitsproductie-eenheid, stellen de relevante systeembeheerder hiervan van tevoren in kennis;
  3. ii)wanneer de relevante systeembeheerder oordeelt dat de modernisering of vervanging van apparatuur van zulke omvang is dat een nieuwe aansluitovereenkomst vereist is, stelt de systeembeheerder de desbetreffende regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat daarvan in kennis, en iii) de desbetreffende regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat besluit of de bestaande aansluitovereenkomst moet worden herzien, dan wel een nieuwe aansluitovereenkomst vereist is en welke eisen van deze verordening van toepassing zijn, of
  4. b)een regulerende instantie of, indien van toepassing, een lidstaat besluit een bestaande elektriciteitsproductie-eenheid te onderwerpen aan alle of aan bepaalde eisen van deze verordening, op basis van een overeenkomstig de leden 3, 4 en 5 ingediend voorstel van de relevante TSB. 2. Voor de toepassing van deze verordening wordt een elektriciteitsproductie-eenheid als bestaand beschouwd wanneer:
  5. a)deze eenheid op de datum van inwerkingtreding van deze verordening reeds op het net is aangesloten, of
  6. b)de eigenaar van de elektriciteitsproductie-installatie een definitief en bindend contract heeft gesloten voor de aankoop van het belangrijkste onderdeel van de productie-installatie binnen een tijdsbestek van twee jaar na de inwerkingtreding van deze verordening. De eigenaar van de elektriciteitsproductie-installatie stelt de relevante systeembeheerder en de relevante TSB binnen een termijn van 30 maanden na de inwerkingtreding van deze verordening in kennis van het afsluiten van dit contract. De door de eigenaar van de elektriciteitsproductie-installatie aan de relevante systeembeheerder en de relevante TSB toegezonden kennisgeving bevat minimaal de volgende elementen: de benaming van het contract, de datum van ondertekening en de datum van inwerkingtreding, en de specificaties van het belangrijkste onderdeel van de te bouwen, te assembleren of aan te kopen productie-installatie. Een lidstaat kan erin voorzien dat de regulerende instantie in gespecificeerde omstandigheden kan bepalen of de elektriciteitsproductie-eenheid als een bestaande productie-eenheid dan wel als nieuwe productie-eenheid moet worden beschouwd. Niet-vertrouwelijke versie 4/21 3. Teneinde een antwoord te bieden op significante feitelijke wijzigingen van omstandigheden, zoals de ontwikkeling van systeemeisen, inclusief de penetratie van hernieuwbare energiebronnen, slimme netwerken, gedistribueerde productie en belastingssturing, kan de desbetreffende TSB na een openbare raadpleging overeenkomstig artikel 10 aan de betrokken regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat voorstellen de toepassing van deze verordening uit te breiden tot bestaande elektriciteitsproductie-eenheden. Daartoe wordt een grondige en transparante kwantitatieve kosten-batenanalyse uitgevoerd, overeenkomstig de artikelen 38 en 39. De analyse omvat de volgende elementen:
  7. a)de kosten om bestaande elektriciteitsproductie-eenheden in overeenstemming te brengen met deze verordening;
  8. b)de sociaaleconomische baten van het toepassen van de eisen van deze verordening, en
  9. c)de mogelijkheid om met alternatieve maatregelen de vereiste prestaties te bereiken. 4. Alvorens de in lid 3 bedoelde kwantitatieve kosten-batenanalyse uit te voeren:
  10. a)voert de relevante TSB een voorafgaande kwalitatieve vergelijking uit van de kosten en baten, en
  11. b)verkrijgt de relevante TSB de goedkeuring van de relevante regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat. 5. De relevante regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat neemt een besluit over de uitbreiding van het toepassingsgebied van deze verordening tot bestaande elektriciteitsproductie-eenheden binnen een tijdsbestek van zes maanden na ontvangst van het verslag en de aanbeveling van de relevante TSB overeenkomstig artikel 38, lid 4. Het besluit van de regulerende instantie of, indien van toepassing, de lidstaat wordt gepubliceerd. 6. Bij de afweging inzake de eventuele toepassing van deze verordening op bestaande elektriciteitsproductie-eenheden houdt de relevante TSB rekening met de legitieme verwachtingen van de eigenaren van elektriciteitsproductie-installaties. 7. De relevante TSB kan de toepassing van sommige of alle bepalingen van deze verordening op bestaande elektriciteitsproductie-eenheden om de drie jaar in overweging nemen overeenkomstig de in de leden 3 tot en met 5 genoemde criteria en procedure. 2. De artikelen 4.1,
  12. a)en 4.2 van de Europese netcode RfG zijn in deze context relevant omdat het gaat om de modernisering van een bestaande individuele elektriciteitsproductie-eenheid. De artikelen 4.1(
  13. b)en 4.3 tot en met 4.7 zijn daarentegen enkel relevant in het kader van een aanvraag van Elia om de toepassing van de RfG Europese netcode uit te breiden tot een categorie van bestaande installaties, wat hier niet het geval is. 1.2. NATIONAAL WETTELIJK KADER 3. De CREG heeft de eerste gedragscode met betrekking tot het beheer van het transmissienet van elektriciteit vastgesteld bij beslissing van 20 oktober 2022 ter vervanging van een deel van het Federaal Technisch Reglement. Ze bevat een overgangsbepaling in artikel 244 die het volgende voorziet: «Iedere aansluitingsaanvraag, iedere aanvraag tot het bekomen van het statuut van balanceringsverantwoordelijke en iedere toegangsaanvraag ingediend vóór de inwerkingtreding van deze gedragscode overeenkomstig de artikelen 148 tot 153, 217 tot 218 en 189 tot 190 van het koninklijk besluit van 22 april 2019 houdende een technisch Niet-vertrouwelijke versie 5/21 reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe, wordt behandeld overeenkomstig de voornoemde bepalingen van dit koninklijk besluit. Dit onverminderd de andere overgangsbepalingen van deze titel.. » 4. Deze overgangsbepaling heeft tot doel het mogelijk te maken dat de aansluitingsaanvragen ingediend vóór de inwerkingtreding van de gedragscode nog kunnen worden behandeld volgens de procedures voorzien in het Federaal Technisch Reglement. 5. Aangezien de moderniseringsstudie van 14 juni 2023, waarin Elia meent dat de beoogde wijziging een impact heeft op het aansluitingscontract, bij brief van 14 december 2023, dus na de inwerkingtreding van de gedragscode, bij de CREG werd ingediend, zijn de relevante bepalingen van de gedragscode hierop van toepassing. 6. Artikel 45 van de Gedragscode elektriciteit bepaalt in dit verband het volgende: « § 1. Zo spoedig mogelijk, maar ten laatste binnen de twintig werkdagen vanaf de ontvangst van de behoorlijk ingevulde aansluitingsaanvraag in de zin van artikel 32 deelt de transmissienetbeheerder aan de aanvrager het resultaat van de evaluatie van de geringe aard van zijn aansluitingsaanvraag mee, wanneer het een wijzigingsverzoek van de aansluiting en/of van een installatie van de transmissienetgebruiker betreft In dit kader, wanneer de aanvrager een wijziging aan zijn aansluiting en/of aan een installatie van de transmissienetgebruiker beoogt, zoals bedoeld in artikel 29, beoordeelt en motiveert de transmissienetbeheerder de eventueel geringe aard van deze wijziging. Een wijziging van de aansluiting, al dan niet als gevolg van de wijziging van een installatie van de transmissienetgebruiker wordt als gering beschouwd indien de aanvraag geen aanleiding geeft tot investeringen in materiaal die de fysieke of de technische capaciteiten van de aansluitingsinstallaties veranderen. Wordt er geoordeeld dat het om een geringe wijziging aan de aansluiting en, in voorkomend geval, ook aan de installatie van de transmissienetgebruiker gaat, kan de transmissienetbeheerder: 1° de beoogde wijzigingen goedkeuren zonder dat welke andere formaliteiten ook moeten worden vervuld en zonder een aanpassing aan het aansluitingscontract van de transmissienetgebruiker; 2° een aanpassing voorstellen aan het aansluitingscontract van de betrokken transmissienetgebruiker om de geringe aard van de wijziging aan de aansluiting en, in voorkomend geval, ook aan de installatie van de transmissienetgebruiker te omkaderen, in voorkomend geval door het actualiseren van een bijlage bij dit contract; De aanpassingen aan het aansluitingscontract bedoeld in het vierde lid, 2°, ontslaan de betrokken transmissienetgebruiker niet van het bekomen, vanwege de transmissienetbeheerder, van de bedrijfsvoeringsnotificatie van de conformiteit van zijn aansluiting of van zijn installaties, overeenkomstig de bepalingen in hoofdstuk 2.2.5 en de toepasselijke wetgeving. De transmissienetbeheerder brengt de CREG op de hoogte van de beslissing die in verband met de geringe aard van de wijziging is genomen. § 2. Wanneer wordt geoordeeld dat de beoogde wijziging van de aansluiting en/of van de installatie van de transmissienetgebruiker niet van geringe aard is, meldt de transmissienetbeheerder aan de betrokken transmissienetgebruiker, binnen de termijn bepaald in § 1, eerste lid, dat het vervolg van de procedure verloopt overeenkomstig: artikel 46 wanneer de beoogde wijziging van de aansluiting niet gering is, maar de wijziging van de installatie van de transmissienetgebruiker gering is, Niet-vertrouwelijke versie 6/21 de artikelen 46 tot 49 wanneer de beoogde wijzigingen van de aansluiting en de installatie van de transmissienetgebruiker niet gering zijn, resp. de artikelen 47 tot 49 wanneer de beoogde wijziging van de aansluiting gering is en de beoogde wijziging van de installatie van de transmissienetgebruiker niet gering is. De betrokken transmissienetgebruiker neemt de kosten van de betrokken studie(
  14. s)bedoeld in de voornoemde artikelen voor zijn rekening.» 7. Bovendien bepaalt artikel 47, §1 en §3, van de Gedragscode voor Elektriciteit dat : «§ 1. Wanneer de aansluitingsaanvraag betrekking heeft op een substantiële modernisering van de installaties van de transmissienetgebruiker bedoeld in artikel 4.1., a), respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC, onderzoekt de transmissienetbeheerder deze wijziging op gedetailleerde wijze in een moderniseringsstudie binnen het toepassingsgebied van voornoemd artikel 4.1., a), en overeenkomstig de richtsnoeren bedoeld in artikel 48, § 2. De transmissienetbeheerder bezorgt deze moderniseringsstudie, na raadpleging van de betrokken transmissienetgebruiker over het ontwerp van de moderniseringsstudie, aan de CREG die daarover een beslissing neemt overeenkomstig artikel 4.1., a), iii), respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC of de Europese netcode HVDC binnen een termijn van 60 kalenderdagen vanaf de datum van ontvangst van het dossier. Deze termijn kan éénmalig door de CREG worden verlengd met de duur die zij bepaalt indien ze bijkomende informatie nodig heeft of indien de complexiteit van het dossier dit vereist. De transmissienetbeheerder voegt de ontvangen reactie van de transmissienetgebruiker toe aan de kennisgeving voor de CREG van de moderniseringsstudie. (…) § 3. Indien de moderniseringsstudie gebeurt in het kader van een detailstudie bedoeld in artikel 46, § 3, vermeldt de detailstudie de resultaten van het onderzoek bedoeld in §§1 en 2 en de beslissing van de CREG uit hoofde van deze paragrafen. De in artikel 46, § 3, vastgestelde termijnen worden opgeschort tot op het einde van de procedure die wordt beschreven in artikel 4.1., a), respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC of tot het einde van de in paragraaf 2 bedoelde procedure » (eigen nadruk van de CREG) 8. Bovendien bepaalt artikel 48 van de Gedragscode elektriciteit dat : « § 1. Een substantiële modernisering van een installatie van de transmissienetgebruiker bedoeld in artikel 4.1., a), respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC of van een energieopslagfaciliteit kan zich voordoen in volgende scenario’s: 1° een belangrijke toename van de nominale productie van de betrokken elektriciteitsproductie-eenheid bedoeld in artikel 4.1. van de Europese netcode RfG of van het vermogen van transmissie-gekoppelde installaties of systemen bedoeld in artikel 4.1. van de Europese netcode DCC en artikel 4.1. van de Europese netcode HVDC of van een energieopslagfaciliteit; 2° de vernieuwing van één of meerdere essentiële technische elementen van een installatie van de transmissienetgebruiker bedoeld in artikel 4.1., a), respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC of van een energieopslagfaciliteit. Het plaatsen van identieke reserveonderdelen door de transmissienetgebruiker in zijn installaties wordt niet beschouwd als de vernieuwing van een of meer essentiële technische elementen van een installaties. § 2. De transmissienetbeheerder ontwikkelt richtsnoeren voor de toepassing van artikel 4.1. respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese Niet-vertrouwelijke versie 7/21 netcode HVDC en voor de toepassing van artikel 47, § 2. Daarbij houdt hij rekening met de scenario’s in § 1. § 3. Wanneer de transmissienetbeheerder een kennisgeving aan de CREG doet overeenkomstig artikel 4.1. respectievelijk van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC, de Europese netcode HVDC, artikel 47, § 2, derde lid, en op grond van paragraaf 2, maakt hij terzelfdertijd een kopie voor advies over aan de Algemene Directie Energie. Zij stuurt haar advies binnen een maand naar de CREG en naar de transmissienetbeheerder.» 9. Artikel 50 van de gedragscode elektriciteit bepaalt het volgende: « § 1. Uiterlijk binnen de dertig werkdagen volgend op de verzending van de detailstudie aan de aanvrager of na afloop van de procedure bedoeld in artikel 4.1 van respectievelijk de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC en in het artikel 47 maakt de transmissienetbeheerder aan de aanvrager een technisch-financieel voorstel tot realisatie van de aansluiting kenbaar met een beschrijving van de uitvoeringsfasen voor de realisatie van de aansluiting of voor de uitvoering van de werken voorwerp van dit voorstel, evenals de vermelding van de prijs voor deze werken, op basis van het akkoord betreffende de technische oplossing zoals bedoeld in artikel 46. De reële algemene technische gegevens bedoeld in de bijlage 1, worden door de aanvrager ter kennis gebracht van de transmissienetbeheerder in dit voorstel. § 2. De termijn van § 1, eerste lid, voor de verzending van het technisch en financieel voorstel aan de aanvrager kan verlengd worden in gezamenlijk akkoord tussen de transmissienetbeheerder en de aanvrager, als de complexiteit van de realisatie van de aansluiting en/of het aantal te bestuderen varianten dit vereisen.» 10. Tot slot bepaalt artikel 57, § 1, van de gedragscode elektriciteit : «Art. 57. Het in artikel 50, § 1, eerste lid, bedoelde technische en financiële voorstel blijft geldig zolang het akkoord over de in artikel 46 bedoelde technische oplossing geldig blijft. Ten laatste na afloop van de geldigheidstermijn van het aanbod tot realisatie van de aansluiting bedoeld in artikel 50, § 1, eerste lid, als het technisch en financieel voorstel door de aanvrager is aanvaard, sluiten de transmissienetbeheerder en de aanvrager een aansluitingscontract, volgens de modaliteiten bedoeld in dit hoofdstuk, voor onbepaalde duur, of wijzigen ze het bestaande aansluitingscontract. Als gevolg van het sluiten van het aansluitingscontract wordt de gereserveerde capaciteit voor de aansluiting toegewezen aan de aansluitingsaanvrager; in voorkomend geval kan deze capaciteit worden beperkt door een regeling van flexibele toegang zoals bedoeld in artikel 61. Desgevallend houdt de aanpassing van het aansluitingscontract, wanneer het een wijziging van de bestaande aansluiting beoogt, rekening met de beslissing van de CREG betreffende de substantiële aard van de modernisering of de vervanging, met toepassing van artikel 4.1 van de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC en de Europese netcode HVDC en de artikelen 47 en 48. Het aansluitingscontract kan een opschortende voorwaarde bevatten met betrekking tot het verkrijgen van vergunningen of machtigingen betreffende installaties waarvoor de administratieve procedure loopt; de CREG wordt dan op de hoogte gebracht. Indien de transmissienetbeheerder een dergelijke opschortende voorwaarde weigert, deelt hij de redenen voor zijn beslissing mee aan de aanvrager en aan de CREG » (eigen nadruk van de CREG). Niet-vertrouwelijke versie 8/21 2. ANTECEDENTEN 2.1. ALGEMEEN 11. Elia heeft haar analyse in verband met de substantiële modernisering van een elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK], met zetel te [VERTROUWELIJK], gelegen op de site van [VERTROUWELIJK], bezorgd per brief van 14 december 2023, die op dezelfde datum werd ontvangen. 12. De Algemene Directie Energie heeft haar advies bij brief van 10 januari 2024 overgemaakt aan de CREG en Elia, overeenkomstig artikel 48, §3 van de gedragscode elektriciteit (bijlage 2). Elia heeft op vraag van de CREG bijkomende informatie bezorgd per brief van 6 maart 2024 (bijlage 3). Vervolgens heeft Elia, als reactie op een bijkomend verzoek van de CREG, op 18 juni 2024 aan de CREG een becijferde kosten-batenanalyse voorgesteld van de voorgestelde afwijking van het criterium “fault ride through” (bijlage 3). 2.2. RAADPLEGING 13. Bij brief van 6 juni 2023 heeft Elia [VERTROUWELIJK] geraadpleegd over de moderniseringsstudie voor de verhoging van de [VERTROUWELIJK]capaciteit van [VERTROUWELIJK] waarop de netgebruiker op 14 november 2023 heeft geantwoord. 14. De moderniseringsstudie waarover Elia een raadpleging heeft gehouden en het antwoord van de netgebruiker zullen worden besproken in het kader van hoofdstuk 3 van deze beslissing. 15. De CREG is van mening dat de niet-openbare raadpleging van de moderniseringsstudie door Elia bij de netgebruiker doeltreffend is aangezien deze beslissing enkel juridische gevolgen heeft voor hen en geen nieuwe gevolgen met zich meebrengt voor de netgebruiker ten opzichte van het resultaat van de analyse van Elia. Bijgevolg heeft het directiecomité van de CREG beslist om, krachtens artikel 23, § 1 van zijn huishoudelijk reglement1, in het kader van deze beslissing en met toepassing van artikel 42, 1° van zijn huishoudelijk reglement geen raadpleging over deze beslissing te organiseren. 1 Het huishoudelijk reglement en de wijzigingen ervan werden gepubliceerd in het Belgisch Staatsblad van respectievelijk 14 december 2015 en van 12 januari 2017. Niet-vertrouwelijke versie 9/21 3. BEOORDELING 16. De procedure inzake substantiële modernisering uit artikel 4.1(
  15. a)van de Europese netcode RfG is van toepassing op de bestaande elektriciteitsproductie-eenheden. In voorkomend geval vormt de betreffende installatie van [VERTROUWELIJK] die gemoderniseerd wordt een bestaande elektriciteitsproductie-eenheid. De installatie betreft een [VERTROUWELIJK] die een "elektriciteitsproductie-eenheid" vormt zoals gedefinieerd in artikel 2, 2e lid, 5° van de Europese netcode RfG, d.w.z. "een synchrone elektriciteitsproductie-eenheid of een power park module". Deze installatie was bovendien reeds aangesloten op het transmissienet op de datum van inwerkingtreding van de Europese netcode RfG (17 mei 2016) en maakt derhalve een bestaande elektriciteitsproductie-eenheid uit in de zin van artikel 4.2 van de Europese netcode RfG. 17. [VERTROUWELIJK] heeft Elia op 2 juli 2019 laten weten dat ze van plan was om de installatie te wijzigen. Elia denkt dat deze wijziging een impact heeft op het aansluitingscontract en heeft haar moderniseringsstudie aan de CREG bezorgd aan de hand van een brief 14 december 2023 (bijlage 1). 18. De wijziging betreft de aanpassing van de [VERTROUWELIJK]. De [VERTROUWELIJK] bestaande eenheden van [VERTROUWELIJK] hebben elk momenteel een geïnstalleerd vermogen van [VERTROUWELIJK]. Er is geen impact op de [VERTROUWELIJK] eenheden van [VERTROUWELIJK] die elk een geïnstalleerd vermogen van [VERTROUWELIJK] hebben. Het geïnstalleerde vermogen van [VERTROUWELIJK] zal na de aanpassingen [VERTROUWELIJK] bedragen. De aansluitcapaciteit voor injectie zal na modernisering toenemen tot [VERTROUWELIJK], dit is een toename van [VERTROUWELIJK]. 19. Elia is van mening dat in voorliggend geval sprake is van een gedeeltelijke substantiële modernisering van de bestaande elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK] overeenkomstig de richtsnoeren “Substantiële modernisering: richtlijnen voor het definiëren van ‘substantiële modernisering’ in het kader van het nieuw Federaal Technisch Reglement van 22 april 2019 (versie 02/04/2021)” die Elia op 2 april 2021 bekend maakte op haar website (hierna: “de door Elia opgestelde richtsnoeren”). Deze richtsnoeren kwamen onder meer tot stand na advies van de Algemene Directie Energie en de CREG2. 20. Volgens Elia beantwoorden de geplande wijzigingen immers aan het volgende criterium dat leidt tot een gedeeltelijke substantiële modernisering: “Criterium 3: Vernieuwing van een uitrusting” zoals bedoeld in artikel 162, §1, 3° van het FTR”. 21. Tabel 1 geeft de volledige lijst van vereisten voor nieuwe installaties van type D van de Europese netcode RfG en het Federaal Technisch Reglement (kolom 1) en geeft aan welke van deze vereisten, volgens Elia, in acht moeten worden genomen naar aanleiding van de substantiële modernisering (kolom 2). In lijn met de door Elia opgestelde richtsnoeren heeft Elia hierbij enkel de artikelen van de netcode RfG aangeduid die betrekking hebben op de prestaties die door de verandering van de installatie worden beïnvloed. 2 Advies (A)2148 van 7 januari 2021 over het voorstel van Elia Transmission Belgium NV van 9 september 2020 getiteld “Substantiële modernisering: richtlijnen voor het definiëren van ‘substantiële modernisering’ in het kader van het nieuw Federaal Technisch Reglement van 22 april 2019”, www.creg.be. Niet-vertrouwelijke versie 10/21 Tabel 1: Voorstel van Elia van vereisten voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden type D waaraan de bestaande technische eenheid naar aanleiding van de substantiële modernisering dient te voldoen, met indicatie van mogelijke gerelateerde beperkende elementen. Related limiting elements3 Requirements Subject to Relevant RfG & FGC requirement Modernization Frequency withstand capability No Existing Generation Unit Equipment acting against primary control No Existing Generation Unit Small Signal Stability No Existing Generation Unit Rates of change of active power No Existing Generation Unit Reactive Power Capability Yes 5.5.1 (in GR-RfG) / Art. 89§1 (FGC) Fault Ride Through Yes 6.3.1 (in GR-RfG) / Art. 90 (FGC) Post-fault power active recovery Yes 4.3.4 (in GR-RfG) / Art. 91 (FGC) Voltage Control Yes 5.4 (in GR-RfG) / Art. 88 §3 (FGC) Automatic disconnection by voltage out of range Yes 6.1.2 (in GR-RfG) / Art. 85 (FGC) Voltage withstand capability Yes 6.1.1 (in GR-RfG) / Art. 85§1 (FGC) Voltage stability Yes 6.3.2 (in GR-RfG) / Art. 89§3 (FGC) Island operation Yes 5.2.1 (in GR-RfG) / Art. 89§3 (FGC) Resynchronization capabilities Yes 5.2.2 (in GR-RfG) / Art. 75 (FGC) Loss of angular stability & loss of control Yes 5.3.1 (in GR-RfG) / Art. 87 (FGC) Simulation models Yes 5.3.3 (in GR-RfG) / Art 87 (FGC) Angular stability under fault conditions Yes 6.3.3 (in GR-RfG) / Art. 89 §5 (FGC) Alternator Alternator 22. In haar brief bij de raadpleging van de netgebruiker over de moderniseringsstudie geeft Elia aan dat de beperkende elementen van de bestaande installatie die dienen te worden aangepast of vervangen om aan de bovenvermelde vereisten te voldoen, moeten worden opgelijst en aan Elia moeten worden meegedeeld. Deze elementen moeten worden aangepast of vervangen, tenzij de netgebruiker kan aantonen dat de kosten van deze aanpassingen en vervangingen meer bedragen dan 10 % van de kosten van het oorspronkelijke aanpassingsproject, zoals voorzien in de richtlijnen die Elia heeft opgesteld. 23. Op basis van de moderniseringsstudie die Elia op 14 juni 2023 ter raadpleging aan de netgebruiker heeft voorgelegd, heeft de netgebruiker verklaard dat de simulaties aantonen dat de volgende elementen niet in overeenstemming zijn met het Technisch Reglement: - Critical Clearing Time (CCT) - Fault Right Through (FTR) 3 Antwoord van de netgebruiker van 14 november 2023 op de niet-openbare raadpleging over de moderniseringsstudie die Elia op 6 juni 2023 heeft georganiseerd. Niet-vertrouwelijke versie 11/21 - Angular Stability Under Fault conditions Deze non-conformiteit zou alleen weggewerkt kunnen worden door de alternator aan te passen om een rotor met een grotere diameter en grotere massa te hebben waardoor de inertie van de eenheden zou kunnen worden verhoogd. De diameter van de stator zou ook moeten worden aangepast, net als de funderingen en civieltechnische structuren. Op basis van een ontvangen offerte wordt de kost voor de vervanging van de elektromechanische onderdelen geschat op [VERTROUWELIJK] M€ (raming op basis van prijzen van vóór 2020). Dit bedrag omvat geen civieltechnische wijzigingsstudies (haalbaarheid en uitvoering) en ook geen effectieve uitvoering. De wijziging die nodig is om te voldoen aan de vereisten van het technisch reglement en die meer dan [VERTROUWELIJK] M€ bedraagt, overschrijdt ruimschoots de drempel van 10 % van de kost van het op [VERTROUWELIJK] M€ geraamde oorspronkelijke ontwerp. 24. In de analyse met betrekking tot de substantiële modernisering betreffende de aanvraag voor een detailstudie ingediend door de netgebruiker, die Elia op 14 december 2023 naar de CREG heeft verstuurd, herneemt Elia de elementen die de netgebruiker tijdens de raadpleging heeft verstrekt en vraagt ze de CREG om haar beslissing te nemen over de analyse en de conclusie van Elia. Bij deze brief waren de volgende documenten gevoegd: - Brief van Elia aan [VERTROUWELIJK] van 14 juni 2026: Verzoek om detailstudie - MIC[VERTROUWELIJK] Verhoging van de PPAD van [VERTROUWELIJK]; - Brief van Elia aan [VERTROUWELIJK] van 6 juni 2023: Raadpleging over de moderniseringsstudie voor de verhoging van de [VERTROUWELIJK]capaciteit van de centrale van [VERTROUWELIJK] naar [VERTROUWELIJK]; - Brief van [VERTROUWELIJK] aan Elia van 14 november 2023 met antwoorden op eerdere vragen: Verzoek om af te wijken van het technisch reglement; - Bijlage 8: Uitvoeringsmodaliteiten en uitvoeringstermijnen inzake de verwezenlijking van een nieuwe Aansluiting of substantiële wijziging van een bestaande Aansluiting; - Compliance Test Procedure TYPE -D SPGM; - Data collection questionnaire; - Compliance Simulation Procedure Type D SPGM; - ALGEMENE TOEPASSINGSEISEN VOOR NC RFG; - Modernisation [VERTROUWELIJK] Compliance Check List; - Ontkoppelingsbeveiliging op basis van de frequentie en spanning. 25. De CREG stelt vast dat Elia de meeste elementen en documenten heeft opgenomen die de CREG had gevraagd in paragraaf 22 van haar beslissing (B)2386 van 22 augustus 2022, wat de kwaliteit van het ingediende dossier aanzienlijk verbetert. 26. De CREG merkt op dat de aanvraag voor een detailstudie door de betrokken netgebruiker, indien nodig aangevuld met een duidelijke lijst van onderdelen die de netgebruiker wil vervangen, nog steeds ontbreekt. De CREG herinnert Elia eraan dat ze ervoor moet zorgen dat het dossier op dit vlak volledig is, zie paragraaf 22 van de beslissing (B)2386 van de CREG. 27. De CREG stelt vast dat het voorstel van Elia is opgesteld volgens de richtlijnen van Elia. Niet-vertrouwelijke versie 12/21 28. De CREG is het echter eens met de twee vaststellingen uit het advies dat de Algemene Directie Energie op 10 januari 2024 aan de CREG heeft overgemaakt: « Elia heeft geen lijst doorgestuurd die rekening houdt met de door [VERTROUWELIJK] aangevraagde derogaties waarvoor deze eenheid volgens de richtlijnen substantiële modernisering in aanmerking komt. Bij navraag aan Elia werd ons bevestigd dat dit enkel een impact zou hebben op de eisen gerelateerd aan "Fault Ride Through”. Daarenboven kan de vraag gesteld worden wat het effect op de systeemkosten zou zijn indien deze derogaties niet zouden verleend worden en de bijkomende investeringen worden uitgevoerd om aan alle eisen te voldoen. Bij navraag aan Elia werd ons bevestigd dat het niet toekennen van deze derogatie en de (hypothetische) implementatie van de desbetreffende maatregelen een positieve impact zou hebben op het systeem. Elia geeft echter aan dat een kwantificatie in termen van kosten op het systeem moeilijk is, aangezien dit afhangt van andere middelen die beschikbaar zullen worden gesteld op het Belgische net en in de synchrone zone. De bijdrage in termen van inertie heeft effect op de complete zone “continentaal Europa”.» 29. Wat het eerste element betreft, begrijpt de CREG dat alleen de vereisten met betrekking tot de "Fault Ride Through", vermeld in de lijst van vereisten in tabel 1, niet in overeenstemming zullen zijn met de vereisten voor nieuwe productie-eenheden zoals bepaald in de Europese netcode RfG. De CREG neemt akte van deze verduidelijking die na de indiening van dit dossier werd aangebracht. In het kader hiervan herinnert de CREG Elia aan paragraaf 15 en 16 van haar beslissing (B)2386 van 22 augustus 2022, namelijk: “De CREG acht evenwel een hogere graad van transparantie naar de betrokken instanties, i.e. de Algemene Directie Energie en de CREG, belangrijk en dit met het oog op het bewaken van de consistentie, coherentie en het niet-discriminerende karakter bij de toepassing van de substantiële moderniseringsprocedure» Concreet heeft de CREG gevraagd om voor elk van de vereisten uit de netwerkcode RfG aan te geven welke elementen van de bestaande elektriciteitsproductie-eenheid de (belangrijkste) gerelateerde beperkende elementen zijn. Dit met het oog op het kunnen vaststellen dat deze elementen effectief volledig buiten de perimeter van de voorziene wijzigingen vallen en het zich ervan vergewissen dat Elia effectief de door Elia voorgestelde richtsnoeren heeft gevolgd.” 30. Wat het tweede element betreft, stelt de CREG vast dat er niet voldoende elementen zijn over de impact op het Belgische systeem en dat er geen CBA-analyse is. De FOD Economie heeft hier ook op gewezen in zijn advies van 10 januari 2024. 31. De CREG wijst erop dat Elia in haar analyse verwijst naar een positieve impact van de volledige overeenstemming met de vereisten van verordening 2016/631 op het systeem. Bovendien benadrukt Elia, in het finaal verslag over de stimulans van 2023 “CBA on requirements for generators 1-25 MW” het belang van de “frequency requirements”: « By nature, frequency is a characteristic of the transmission system influencing a whole synchronous area. Lack of performance or robustness in term of frequency related requirements might then endanger the security and even expose to black-out the whole synchronous area. In this respect, they are considered a MUST for the gap assessment » 32. Gezien het vermogen van de betreffende installaties, in het bijzonder van de [VERTROUWELIJK] eenheden van [VERTROUWELIJK] MW, vindt de CREG het noodzakelijk om in dit stadium een gekwantificeerd zicht te hebben op de impact voor België in dit stadium. 33. Bijgevolg heeft de CREG in een brief van 14 februari 2024 aan Elia meer informatie gevraagd over de impact van een grotere robuustheid inzake frequentieafwijkingen op de veiligheid van het Niet-vertrouwelijke versie 13/21 Belgische net, rekening houdend met het huidige productiepark en het vermogen van de betreffende installaties in [VERTROUWELIJK]. De CREG geeft in deze brief aan dat een kwantificering van de voordelen op systeemniveau voor de CREG noodzakelijk is om het dossier te analyseren. 34. In haar brief van 6 maart 2024 antwoordt Elia op dit verzoek met de volgende elementen: - - Wat de "fault ride through” vereisten betreft, herinnert Elia de CREG aan de context van het derogatieverzoek met betrekking tot [VERTROUWELIJK]: o De nodige werkzaamheden zouden meer dan [VERTROUWELIJK] M€ kosten; o Aangezien de betreffende installaties zich [VERTROUWELIJK] bevinden, kunnen een technische onmogelijkheid of, op zijn minst, aanzienlijke extra civieltechnische kosten niet worden uitgesloten; o Momenteel verwacht de netgebruiker in de week van [VERTROUWELIJK] een hersynchronisatie op het net en daarvoor wacht hij op de inschakelbedrijfsvoeringsnotificatie (EON) van Elia van [VERTROUWELIJK]. De moderniseringswerkzaamheden zijn dus bijna voltooid. Op dit moment zou het opleggen van de naleving van het "fault ride through“ criterium aanzienlijke meerkosten met zich meebrengen in vergelijking met de kosten die de netgebruiker al heeft gemaakt. Met betrekking tot een kosten-batenanalyse voor het systeem herinnert Elia de CREG eraan dat: o er geen methodologie bestaat om de voordelen te kwantificeren omdat ze te complex zijn om te identificeren en te waarderen op het Belgische net en in de synchrone zone van continentaal Europa; o de stimulans “CBA on requirements for generators 1 – 25 MW” van 2023 ook beperkt is tot een kwalitatieve evaluatie. Bovendien wordt die uitgevoerd in een context waarin aan alle eenheden een nieuw criterium wordt opgelegd. Het is niet mogelijk om het voordeel voor een enkele eenheid, in dit geval die van [VERTROUWELIJK], te bepalen. 35. Ten eerste stelt de CREG vast dat de indienststelling, ondanks het verzoek om bijkomende informatie, gepland was op [VERTROUWELIJK], dus vóór de beslissing van de CREG en in strijd met de verplichtingen van Elia krachtens artikel 4.1(
  16. a)van de Europese Netcode RfG en artikel 47, 48 en 57 van de gedragscode. 36. De CREG wordt dus voor een voldongen feit gesteld, wat vragen oproept over de naleving van het geldende wettelijke kader. 37. Ten tweede merkt de CREG op dat Elia in haar brief van 6 maart 2024 verklaart dat zij niet in staat is om de voordelen te kwantificeren van het eventueel in overeenstemming brengen van de installaties van [VERTROUWELIJK] met de vereisten van de RfG voor het "fault ride through” aspect, hoewel Elia de robuustheid van de frequentie als een zeer belangrijke factor voor de veiligheid van het net beschouwt. De CREG stelt vast dat Elia zelfs geen grootteorde voor de raming van deze voordelen geeft. 38. Als antwoord op het aanvullend verzoek van de CREG dat op 28 maart 2024 werd gemaild, heeft Elia een becijferde kosten-batenanalyse uitgevoerd en bezorgd voor het "fault ride through" aspect van de [VERTROUWELIJK]-eenheden. In deze analyse heeft Elia de volgende informatie gegeven: - De context voor de modernisering van de [VERTROUWELIJK]-eenheden; Niet-vertrouwelijke versie 14/21 - - De conformiteitscriteria voor het “fault ride through” aspect die door de RfG waren opgelegd voor de eenheden van type D [VERTROUWELIJK], en de daaruit voortvloeiende vereisten voor het verhogen van de inertie van [VERTROUWELIJK]-eenheden; - De aanpak die Elia heeft gebruikt om de CBA voor de individuele afwijking uit te voeren; - De casestudies die werden bestudeerd in het kader van de individuele CBA-analyse en de verkregen resultaten: • de lijst van bestudeerde busbar incidents; • het bijhorende productieverlies (MW) in het geval van conformiteit van [VERTROUWELIJK]; • het bijhorende productieverlies (MW) in het geval van niet-conformiteit van [VERTROUWELIJK]; • de bijhorende onbalanskosten (€) die over de levensduur van het project worden verwacht, rekening houdend met de kans op een (
  17. a)busbar incident; (
  18. b)simultaneous busbar incident en (
  19. c)primary protection failure; • de vaststelling dat het bijhorende productieverlies in geval van niet-conformiteit van [VERTROUWELIJK] onder de op Europees niveau vastgestelde drempel van 3 GW dimensioning incident blijft; • de vaststelling dat de verwachte bijhorende onbalanskosten4 tijdens de levensduur van het project duidelijk lager zijn dan de kosten van [VERTROUWELIJK] M€ die nodig zijn om de inertie van de eenheden van [VERTROUWELIJK] te verdubbelen om ze in overeenstemming te brengen met de “fault ride through” vereisten van de RfG (met uitzondering van scenario S6 dat een toename van de inertie van meer dan 200 % zou vereisen). De casestudies die zijn bestudeerd in het kader van de CBA-analyse ‘‘Class Derogation” en de verkregen resultaten: • de lijst van bestudeerde “busbar incidents”; • de lijst van grote productie-eenheden met in aanmerking genomen synchrone generatoren; • het bijhorende productieverlies (MW) in het geval van niet-conformiteit van [VERTROUWELIJK]; • het bijhorende productieverlies (MW) in het geval van niet-conformiteit van alle grote synchrone eenheden uit de lijst (hypothese: inertiereductie met 50 %); • de vaststelling dat het bijhorende productieverlies in het geval van nietconformiteit van [VERTROUWELIJK] onder de op Europees niveau vastgestelde drempel van 3 GW “dimensioning incident” blijft; • de vaststelling dat het bijhorende productieverlies in geval van niet-naleving van alle grote synchrone eenheden uit de lijst de op Europees niveau vastgestelde 4 Kans op een “simultaneous busbar fault and primary protection failure” op basis van een vragenlijst van ENTSO-E voor TSO’s. Normaal isoleert de primaire beveiliging de “busbar incidents”. Geen rekening houden met de kans dat de primaire bescherming faalt, zou leiden tot hogere verwachte balanceringskosten. Niet-vertrouwelijke versie 15/21 drempel van 3 GW “dimensioning incident” overschrijdt, wat zou kunnen leiden tot een black-out in continentaal Europa en miljarden euro’s kosten. - - Voor het individuele geval van [VERTROUWELIJK] is de conclusie dat: • de conformiteit op het vlak van de “Fault Ride Through” de reliability van het systeem verhoogt door de onbalansvolumes bij incidenten op het netwerk te verminderen; • de impact van de niet-conformiteit op het niveau van een individuele eenheid vanuit systeemoogpunt marginaal blijft; • de bijkomende kost om de eenheid conform het niveau “fault ride through” te maken in het geval van [VERTROUWELIJK] veel hoger is dan de impact van de nietconformiteit op systeemniveau. In het algemeen wordt de conclusie over de relevantie van de drempel van 10 % bijkomende kosten voor individuele moderniseringsprojecten, zoals voorzien in de richtlijnen van Elia, bevestigd. De waarde van 10 % wordt beschouwd als een pragmatische waarde en maakt het - in tegenstelling tot een afzonderlijke CBA-analyse - mogelijk om lange vertragingen of grote onzekerheden voor netgebruikers tijdens een moderniseringsproject te vermijden. 39. Gezien de gedetailleerde kosten-batenanalyse die Elia aan de CREG heeft voorgelegd tijdens haar presentatie van 18 juni 2024, besluit de CREG dan ook dat de mogelijke baten op systeemniveau lager zijn dan de kosten die nodig zijn om [VERTROUWELIJK] conform te maken. De CREG besluit daaruit ook dat Elia op korte of middellange termijn geen investeringen in het Belgische net voorziet om een mogelijk gebrek aan inertie te verhelpen. 40. Op procesniveau staat de CREG, met betrekking tot de afwijking van de vereisten van de Europese netcode RfG en het aspect ”fault ride through” voor een voldongen feit. Bovendien beschikt de CREG niet over een kosten-batenanalyse op systeemniveau om de relevantie te valideren van de toepassing van het criterium van 10 % dat voorzien is in de richtlijnen van Elia voor dit specifieke dossier dat, gezien het betreffende injectievermogen, belangrijk kan zijn voor België en meer in het algemeen voor de synchrone zone van continentaal Europa. De CREG uit opnieuw haar bezorgdheid over de niet-naleving van het wettelijke kader dat Elia heeft uitgewerkt. 41. Wat de inhoud betreft, maakt de kosten-batenanalyse op systeemniveau die Elia op 18 juni 2024 heeft voorgesteld het volgens de CREG mogelijk om de voorgestelde afwijking van de [VERTROUWELIJK]-eenheid voor het aspect "fault ride through" te rechtvaardigen vanuit een technisch-economisch standpunt. De CREG benadrukt de toegevoegde waarde en de sterke relevantie van deze kosten-batenanalyse van Elia rekening houdend met het vermogen van de betrokken eenheid. 42. Wat het gebruik van de in de richtlijnen van Elia voorziene drempel van 10 % bijkomende kosten voor individuele moderniseringsprojecten betreft, is de CREG het ermee eens dat de toepassing van de drempel van 10 % in dit geval hetzelfde resultaat geeft als de conclusie op basis van de kostenbatenanalyse. 43. Volgens de CREG kan deze vaststelling echter niet veralgemeend worden en kan ze geen algemeen bewijs vormen van de relevantie van de drempel van 10 % om een afwijking in een individueel geval toe te staan. 44. De CREG is het wel eens met de opmerking van Elia dat deze drempel van 10 % belangrijk is voor de netgebruiker om een verlenging van de termijnen en een toename van kosten of onzekerheden te vermijden die de levensvatbaarheid van het moderniseringsproject in gevaar zouden kunnen brengen. Niet-vertrouwelijke versie 16/21 De CREG is van mening dat - voor moderniseringsprojecten met een aanzienlijk elektrisch vermogen kosten-batenanalyses a priori belangrijk blijven vanuit het oogpunt van het systeem en dat oplossingen op maat moeten worden overwogen in gevallen waarin de kosten de drempel van 10 % zouden overschrijden, maar dat de CBA op systeemniveau positief zou zijn. 45. Als besluit kan de CREG, op basis van het dossier dat ze op 14 december 2023 heeft ontvangen en de bijkomende informatie die Elia op 6 maart 2024 heeft overgemaakt, de gedeeltelijke substantiële modernisering goedkeuren voor de criteria waarvoor de conformiteit met de nieuwe vereisten van de RfG reeds verzekerd is. Bovendien kan de CREG, op basis van bijkomende informatie die Elia op 18 juni 2024 heeft verstrekt, de voorgestelde afwijking van het “fault ride through” criterium goedkeuren. 4. CONCLUSIE 46. Gelet op de bevoegdheid van de CREG om een beslissing te nemen over gevallen van substantiële modernisering van elektriciteitsproductie-eenheden met toepassing van artikel 4.1(a)(iii) van de Europese netcode RfG; Gelet op de gedragscode van de CREG van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor de aansluiting op en de toegang tot het transmissienet en van de methoden voor het berekenen of vastleggen van de voorwaarden inzake de verstrekking van ondersteunende diensten en de toegang tot de grensoverschrijdende infrastructuur, inclusief de procedures voor de toewijzing van capaciteit en congestiebeheer, in het bijzonder artikel 45, § 1, artikel 47, §1 en 3, artikel 48 en artikel 57; Overwegende de moderniseringsstudie van Elia van 14 december 2023 betreffende de vervanging van bepaalde onderdelen van de [VERTROUWELIJK] eenheden van [VERTROUWELIJK], namelijk: [VERTROUWELIJK] (bijlage 1); Overwegende de niet-openbare raadpleging die Elia heeft georganiseerd bij [VERTROUWELIJK] over de ontwerpbeslissing van 6 juni 2023 (bijlage 1) en de reactie van [VERTROUWELIJK] van 14 november 2023 (bijlage 1); Overwegende het advies van de Algemene Directie Energie dat op 10 januari 2024 aan de CREG werd overgemaakt (bijlage 2); Overwegende de bijkomende informatie over de beperkende elementen en een kosten-batenanalyse door Elia van de niet-naleving van de RfG-vereisten voor het “Fault Ride Through” criterium voor de betreffende eenheden, ontvangen bij brief van 6 maart 2024 en tijdens een presentatie die op 18 juni 2024 aan de CREG werd gegeven naar aanleiding van haar verzoek bij brief van 14 februari 2024 (zie bijlage 3); Overwegende dat de CREG op basis hiervan akkoord gaat met de door Elia aanbevolen gedeeltelijke substantiële modernisering, meer bepaald de voorgestelde deelverzameling van vereisten van de Europese netcode RfG voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden type D waaraan de bestaande eenheid dient te voldoen; Overwegende dat de CREG op basis hiervan over voldoende elementen beschikt om de vrijstelling van de naleving van de technische vereisten van de Europese netcode RfG goed te keuren voor nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden van het type D waarvoor gerelateerde beperkende elementen werden geïdentificeerd en aanbevolen door Elia vanuit het standpunt van een kosten-batenanalyse, meer bepaald de vereisten van de Europese netcode RfG voor nieuwe elektriciteitsproductieeenheden van het type D op het niveau van het “Fault Ride Through” criterium; Niet-vertrouwelijke versie 17/21 Overwegende dat de betreffende installaties zich bovendien [VERTROUWELIJK] bevinden en dat een technische onmogelijkheid of ten minste aanzienlijke bijkomende civieltechnische kosten niet kunnen worden uitgesloten; Overwegende dat de werkzaamheden in verband met de gedeeltelijke substantiële modernisering bovendien bijna zijn voltooid; Overwegende de noodzaak tot aanpassing van het aansluitingscontract en de bijlagen van het aansluitingscontract tussen Elia en [VERTROUWELIJK] als gevolg daarvan; Beslist de CREG het volgende: - bij de vervanging van bepaalde stukken van de [VERTROUWELIJK] eenheden van [VERTROUWELIJK], namelijk [VERTROUWELIJK] dient de betreffende elektriciteitsproductie-eenheid van [VERTROUWELIJK] te voldoen aan de door Elia gedefinieerde deelverzameling van vereisten van de Europese netcode RfG en het federaal technisch reglement dat Elia heeft gedefinieerd en dat van toepassing is op nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden van type D waarvoor geen enkel gerelateerd beperkend element werd geïdentificeerd, zoals opgenomen en aangegeven in tabel 1 van deze beslissing, paragraaf 21, en - wat de vereisten met betrekking tot de "fault ride though” betreft, waarvoor een gerelateerd beperkend element werd geïdentificeerd, in het bijzonder de alternator, zoals opgenomen en aangegeven in tabel 1 van deze beslissing, paragraaf 21, heeft de CREG beslist om de door Elia aanbevolen vrijstelling toe te staan op basis van de voorgelegde kosten-batenanalyse. In dit verband verwijst de CREG naar haar toelichting in paragraaf 38 en naar haar conclusie in paragraaf 39 van deze beslissing. Beslist de CREG dat het bestaande aansluitingscontract tussen Elia en [VERTROUWELIJK] moet worden herzien om de conformiteit met deze technische vereisten te integreren in toepassing van de beslissing van de CREG. Beslist de CREG dat Elia bij het indienen van toekomstige dossiers van substantiële modernisering, moet garanderen dat het dossier volledig is om een snelle en volledige afhandeling van deze dossiers door de betrokken instanties te verzekeren. Hiervoor vraagt de CREG dat Elia rekening houdt met wat wordt uiteengezet in paragraaf 26 van deze beslissing. Vraagt de CREG aan Elia om haar op de hoogte te houden van de resultaten van de testen bedoeld in paragraaf 24 van deze beslissing.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Laurent JACQUET Directeur Niet-vertrouwelijke versie Ilse TANT Directeur Koen LOCQUET Voorzitter van het Directiecomité 18/21 BIJLAGE 1 Moderniseringsstudie van Elia (brief van Elia aan de CREG van 14 december 2023) met bijlagen - [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 19/21 BIJLAGE 2 Advies van de Algemene Directie Energie (brief aan de CREG van 10 januari 2024) - [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 20/21 BIJLAGE 3 Bijkomende informatie gevraagd door de CREG (brief aan Elia van 14 februari 2024) - [VERTROUWELIJK] Bijkomende informatie ontvangen van Elia (brief aan de CREG van 6 maart 2024) - [VERTROUWELIJK] Bijkomende informatie ontvangen van Elia (presentatie aan de CREG van 18 juni 2024) - [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 21/21

🔗 Vers la source officielle

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