Voorwaarden voor de Programma-Agent (T&C SA) Genomen met toepassing van artikel 3 §1 van de gedragscode van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor de aansluiting op
de toegang tot het transmissienet
van de methoden voor het berekenen of vastleggen van de voorwaarden inzake de verstrekking van ondersteunende diensten
de toegang tot de grensoverschrijdende infrastructuur, inclusief de procedures voor de toewijzing van capaciteit
congestiebeheer Niet-vertrouwelijk CREG – Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 – www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 4
toepassingsgebied ................................................................. 25 4.2.
may-not-run aanvragen ......................................................... 32 4.3.
ergy Bids ..................................................................... 32 4.3.9. Artikel II.8: Verband tussen het Dagelijks programma
de RD
ergy Bid ................ 33 4.3.10. Artikel II.9: Activering van een RD
ergy Bid ............................................................... 33 4.3.
consistentiecontrole van gegevens .............................. 38 4.3.
betaling ............................................................................... 44 4.
ergiebieding.................................................. 45 4.4.
ergiebiedingen............................................ 45 4.4.
HET GAS (hierna: “CREG”) onderzoekt hierna de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia Transmission Belgium (hierna: “Elia”) tot wijziging van Modaliteiten
Voorwaarden voor de Programma-Agent (hierna: “Voorstel “). De aanvraag tot goedkeuring wordt door Elia ingediend met toepassing van de artikelen 46
110 van de Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen (hierna: “SOGL”)
de artikelen 128
129 van de gedragscode van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor de aansluiting op
de toegang tot het transmissienet
van de methoden voor het berekenen of vastleggen van de voorwaarden inzake de verstrekking van ondersteunende diensten
de toegang tot de grensoverschrijdende infrastructuur, inclusief de procedures voor de toewijzing van capaciteit
congestiebeheer1 (hierna: “gedragscode elektriciteit”). Per brief van 30 oktober 2023 heeft de CREG het Voorstel van Elia voor goedkeuring ontvangen. Aan de brief zijn de volgende bijlagen van belang voor huidige beslissing gehecht: - Het voorstel tot wijziging van de Modaliteiten
de Voorwaarden voor de ProgrammaAgent, opgesteld in het Frans, het Nederlands
het
gels, (Bijlage 1, van huidige beslissing); - Het raadplegingsrapport betreffende de Modaliteiten
de Voorwaarden voor de Programma-Agent, de Modaliteiten
Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor de Niet-Beschikbaarheidsplanning
de regels voor coördinatie
congestiebeheer, in het
gels (Bijlage 2, van huidige beslissing) . Daarnaast zijn aan de brief van 30 oktober 2023 als bijlagen ook gehecht: - Een voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie
congestiebeheer in het Frans, Nederlands
gels; - Een voorstel tot wijziging van Modaliteiten
Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor de Niet-Beschikbaarheidsplanning (hierna: T&C OPA), in het Frans, Nederlands
gels. Beide voorstellen voor goedkeuring maken het voorwerp uit van een aparte beslissing. Deze beslissing is opgesplitst in vijf delen. Het eerste deel is gewijd aan het wettelijk kader. Het tweede deel licht de antecedenten toe. Het derde deel behandelt de openbare raadpleging. De CREG ontleedt in het vierde deel de inhoud van het Voorstel. Tot slot, bevat het vijfde deel de eigenlijke beslissing. De onderhavige beslissing werd door het Directiecomité van de CREG goedgekeurd op de vergadering van 29 februari 2024. 1 https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Decisions/B2409Annex1.pdf Niet-vertrouwelijk 4/51 1. WETTELIJK KADER 1.1. EUROPEES RECHT 1.1.1. Verordening (EU) 2019/943 (hierna: de Elektriciteitsverordening) 1. In het kader van de coördinatie van eenheden
congestiebeheer in het algemeen zijn de volgende overwegingen
artikelen van de Elektriciteitsverordening relevant: Overwegingen
artikelen 12 tot
met 17. Specifiek in het kader van de T&C SA zijn in het bijzonder Artikel 7
intradaymarkten:
ergie,
waarop de marktdeelnemers kunnen vertrouwen wanneer zij overeenstemming bereiken over indekkingsproducten op lange termijn;
zorgen ervoor dat handel op anonieme wijze plaatsvindt; g) maken geen onderscheid tussen handel binnen een biedzone
handel tussen biedzones,
h) zijn zodanig georganiseerd dat alle marktdeelnemers afzonderlijk of door middel van aggregatie toegang hebben tot de markt. 3. Artikel 13 van de Elektriciteitsverordening bepaalt dat: 1.Redispatching van productie
redispatching van vraagrespons is gebaseerd op objectieve, transparante
niet-discriminerende criteria. Redispatching staat open voor alle productietechnologieën,
ergieopslag
alle vraagrespons, met inbegrip van deze die in andere lidstaten zijn gevestigde, tenzij dit uit technisch oogpunt niet haalbaar is. 2.De middelen waarop redispatching betrekking heeft, worden gekozen uit productie-,
ergieopslag- of verbruikersinstallaties die gebruikmaken van marktgebaseerde mechanismen; hiervoor vindt een financiële vergoeding plaats. Voor redispatching gebruikte balanceringsenergiebiedingen bepalen niet de prijzen voor balanceringsenergie. 3.Niet-marktgebaseerde redispatching van productie,
ergieopslag
vraagrespons mag uitsluitend worden gebruikt, voor zover dat: Niet-vertrouwelijk 5/51
ergieopslag- of vraagresponsinstallaties te klein is om daadwerkelijke mededinging te waarborgen in het gebied waar geschikte productie-installaties voor het verstrekken van de dienst zich bevinden, of d) de actuele netsituatie leidt op een zodanig regelmatige
voorspelbare wijze tot congestie dat marktgebaseerde redispatching zou resulteren in regelmatige strategische biedingen, die het niveau van interne congestie zouden verhogen,
de betrokken lidstaat heeft met het oog op het aanpakken van deze congesties een actieplan vastgesteld of zorgt ervoor dat minimaal beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel in overeenstemming is met artikel 16, lid 8. 4.De relevante transmissiesysteembeheerders
distributiesysteembeheerders leggen ten minste jaarlijks een verslag voor aan de bevoegde regulerende instantie over: a) de mate van ontwikkeling
effectiviteit van marktgebaseerde redispatchingsmechanismen voor elektriciteitsproductie-,
ergieopslagen vraagresponsinstallaties; b) de redenen, volumes in MWh
soorten productiebronnen die onderhevig zijn aan redispatching; c) de maatregelen die zijn getroffen om de behoefte aan neerwaartse dispatching van productie-installaties die hernieuwbare
ergiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, in de toekomst terug te dringen, met inbegrip van investeringen in de digitalisering van de infrastructuur van het net
in diensten die de flexibiliteit vergroten. De regulerende instantie dient het verslag in bij ACER
maakt een samenvatting van de in de onder a), b)
c) van de eerste alinea bedoelde gegevens openbaar, indien nodig samen met aanbevelingen voor verbetering. 5.Overeenkomstig de eisen inzake de instandhouding van de betrouwbaarheid
veiligheid van het net
uitgaande van door de regulerende instanties vastgestelde transparante
niet-discriminerende criteria, zorgen de transmissiesysteembeheerders
de distributiesysteembeheerders ervoor dat: a) de transmissienetten
de distributienetten in staat zijn tot transmissie van uit hernieuwbare
ergiebronnen of door middel van hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geproduceerde elektriciteit, waarbij zo min mogelijk sprake is van redispatching, hetgeen er niet aan in de weg staat dat bij de netplanning evenwel rekening kan worden gehouden met een beperkte mate van redispatching wanneer de transmissiesysteembeheerder of de distributiesysteembeheerder op een transparante manier kunnen aantonen dat dit in economisch opzicht efficiënter is
overeenkomt met ten hoogste 5 % van de jaarlijks opgewekte elektriciteit in installaties die hernieuwbare
ergiebronnen gebruiken
die rechtstreeks zijn aangesloten op hun respectieve net, tenzij anders bepaald door een lidstaat waar de elektriciteit uit elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare
ergiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, ten minste 50 % van het bruto jaarlijks eindverbruik van elektriciteit bedraagt; b) passende netgerelateerde
marktgerelateerde operationele maatregelen worden getroffen teneinde neerwaartse redispatching van uit hernieuwbare
ergiebronnen of door middel van hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geproduceerde elektriciteit tot een minimum te beperken;
ergiebronnen gebruiken, worden uitsluitend onderworpen aan neerwaartse redispatching indien er geen alternatieven zijn of indien andere oplossingen zouden leiden tot aanzienlijk onevenredige kosten of ernstige risico's voor de veiligheid van het net; b) elektriciteit die wordt opgewekt door hoogrenderende warmtekrachtkoppeling, wordt uitsluitend onderworpen aan neerwaartse redispatching indien er, behalve neerwaartse redispatching van elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare
ergiebronnen gebruiken, geen alternatieven zijn of indien andere oplossingen zouden leiden tot onevenredige kosten of ernstige risico's voor de veiligheid van het net; c)zelfgeproduceerde elektriciteit van productie-installaties die hernieuwbare
ergiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken die niet wordt teruggeleverd aan het transmissie- of distributienet wordt niet beperkt, tenzij er geen andere mogelijkheid bestaat om problemen inzake de netbeveiliging op te lossen; d) neerwaartse redispatching overeenkomstig de punten a), b)
c) wordt naar behoren
op transparante wijze gerechtvaardigd. De rechtvaardiging wordt opgenomen in het in lid 3 bedoelde verslag. 7.Wanneer niet-marktgebaseerde redispatching wordt gebruikt, wordt dit onderworpen aan financiële vergoeding door de systeembeheerder die om redispatching verzoekt aan de beheerder van de productie-,
ergieopslag- of vraagresponsinstallatie waarvoor redispatching plaatsvindt, behalve in het geval producenten die een aansluitovereenkomst hebben aanvaard waarin de vaste levering van
ergie niet is gewaarborgd. Dergelijke financiële vergoeding is ten minste gelijk aan het hoogste van de volgende elementen of een combinatie ervan indien het toepassen van uitsluitend het hoogste zou leiden tot een ongerechtvaardigd lage of een ongerechtvaardigd hoge vergoeding:
ergieopslag- of vraagresponsinstallatie zou hebben geproduceerd zonder het verzoek om redispatching; wanneer financiële ondersteuning wordt verleend aan elektriciteitsproductie-,
ergieopslag- of vraagresponsinstallaties op basis van het geproduceerde of verbruikte elektriciteitsvolume, wordt de financiële ondersteuning die zou zijn ontvangen zonder het verzoek om redispatching beschouwd als onderdeel van de nettoinkomsten. 1.1.
beginselen ten aanzien van de operationele veiligheid;
-structuren; Niet-vertrouwelijk 7/51
operationele planning; g) waarborgen
versterken van de transparantie
betrouwbaarheid van informatie over het beheer van transmissiesystemen; h) bijdragen tot de efficiënte exploitatie
ontwikkeling elektriciteitstransmissiesysteem
de elektriciteitssector in de Unie. van het 2. Bij de toepassing van deze verordening zorgen de lidstaten, bevoegde autoriteiten
systeembeheerders ervoor dat zij: a) de beginselen van evenredigheid
niet-discriminatie toepassen;
laagste totale kosten voor alle betrokken partijen; d) erop toezien dat de TSB's bij het waarborgen van de veiligheid
stabiliteit van het netwerk zo veel mogelijk gebruikmaken van marktwerking;
rekening houden met de potentiële effecten op hun systemen,
g) rekening houden met de overeengekomen Europese normen
technische specificaties. 5. Artikel 5 van de SOGL stelt vast dat transmissiesysteembeheerders (hierna: “TSB’s”) verplicht zijn om, op Europees
regionaal niveau, verschillende voorwaarden
methodologieën te ontwikkelen
ter goedkeuring in te dienen bij de betrokken regulerende instanties. 1. De TSB's ontwikkelen de bij deze verordening vereiste voorwaarden of methodologieën
dienen die ter goedkeuring in bij de bevoegde reguleringsinstanties overeenkomstig artikel 6, leden 2
3, dan wel bij de door de lidstaat aangewezen
titeit overeenkomstig artikel 6, lid 4, binnen de bij deze verordening vastgestelde respectievelijke termijnen.
titeit of zijn
titeiten die als taak hebben TSB's of, indien van toepassing, derden te voorzien van programma's van marktdeelnemers. 8. Artikel 110
110
elke verbruikersinstallatie, die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, de betrokken eigenaar een SA benoemt of zelf optreedt als SA. Elke marktdeelnemer
shipping agent die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, benoemt of treedt op als SA. Niet-vertrouwelijk 8/51
indien van toepassing aan een derde, de volgende programma's voor:
d) externe commerciële handelsprogramma's. 2. Elke programma-agent van een shipping agent, of, indien van toepassing, een centrale tegenpartij, overlegt aan de TSB die een programmeringszone beheert die onderworpen is aan marktkoppeling, op verzoek van de betrokken TSB,
indien van toepassing aan een derde, de volgende programma's:
een groep van andere programmeringszones; ii) bilaterale uitwisselingen tussen de programmeringszone
een andere programmeringszone; b) interne commerciële handelsprogramma's tussen de shipping agent
centrale tegenpartijen; c) interne commerciële handelsprogramma's tussen de shipping agent
andere shipping agents.” 10. Tot slot, bepaalt artikel 112
52 van de SOGL die rechtstreeks van toepassing zijn op de gegevensuitwisseling tussen de netgebruikers
de TSB, waaronder ook de prognosegegevens
realtimegegevens betreffende de hoeveelheid
beschikbaarheid van opgewekt werkzaam vermogen
werkzaam vermogensreserve, op day-aheaden intraday-basis. Verordening (EU) 2015/12222 (hierna: “CACM”) 1.1.
basislasten aan TSB’s moeten worden verstrekt, alsook de relevante beschikbare informatie over de wijze van dispatching van de opwekkkingseenheden. Deze verplichting geldt in het kader van de verplichting van TSB’s tot het opstellen van gemeenschappelijke netwerkmodellen voor de capaciteitsberekening
de daartoe voorziene methodologie. Artikel 16 van CACM bepaalt: “ 3.In het voorstel voor een methodologie voor het verstrekken van de opwekkings-
basislastgegevens wordt de informatie gespecificeerd die door de opwekkingseenheden
2 Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing
congestiebeheer Niet-vertrouwelijk 9/51 basislasten aan de TSB's moet worden verstrekt. Die informatie bevat de volgende elementen:
basislasten;
basislasten geldende uiterste termijnen voor het verstrekken van de in lid 3 bedoelde informatie gespecificeerd. (..) “ 1.
voorwaarden op te stellen voor de programma-agentovereenkomst, ter goedkeuring aan de CREG moeten worden voorgelegd. 14. Artikel 123 van de gedragscode elektriciteit introduceert de regels betreffende de planning van de niet-beschikbaarheden, de programmering
de coördinatie van installaties van transmissienetgebruikers
hun toepassingsdomein: “Art.
efficiëntie van het net te verzekeren. § 2. De installaties die dit hoofdstuk beoogt, zijn alle installaties ongeacht of zij als bestaand of nieuw te beschouwen zijn overeenkomstig de Europese netcode RfG, de Europese netcode DCC, de Europese netcode HVDC of overeenkomstig het technisch reglement, die vallen onder een van de volgende categorieën: 1° elke elektriciteitsproductie-eenheid met een maximaal vermogen groter dan of gelijk aan 1 MW (of van het type B, C of D overeenkomstig de maximumcapaciteitsdrempelwaarden bedoeld in het technisch reglement indien deze eenheid zich binnen een CDS bevindt)
, in voorkomend geval als lokale elektriciteitsproductie-eenheid, aangesloten is op het transmissienet of die zich binnen een CDS bevindt dat op zijn beurt is aangesloten op het transmissienet; 2° elk
ergieopslagfaciliteit van het type B, C of D overeenkomstig de maximumcapaciteitsdrempelwaarden bedoeld in het technisch reglement, in voorkomend als lokale
ergieopslagfaciliteit, aangesloten op het transmissienet of die zich binnen CDS bevindt dat op zijn beurt aangesloten is op het transmissienet; 3° elke verbruiksinstallatie die aangesloten is op het transmissienet, evenals 4° elke groep van verbruiksinstallaties binnen een CDS aangesloten op het transmissienet. “ Niet-vertrouwelijk 10/51
als verantwoordelijke voor niet-beschikbaarheidsplanning voor de elektrische installatie die het voorwerp uitmaakt van, respectievelijk, een programmering
een nietbeschikbaarheidsplanning, zoals bedoeld in afdelingen 3.6.2.2.
3.6.2.
kel de betrokken transmissienetgebruiker of de betrokken aanbieder van balanceringsdiensten zijn.
2°, moet informatie aan de transmissienetbeheerder worden bezorgd betreffende de programmering van de productie of van het verbruik van de installatie. § 2. Onverminderd de vrijstellingen voor verbruiksinstallaties of groepen van verbruiksinstallaties bedoeld in artikel 123, § 2, 3°, van de verplichting tot programmering, overeenkomstig artikel 52.2, a), van de Europese richtsnoeren SOGL, kan de transmissienetbeheerder niettemin, in geval van deelname aan de levering van een ondersteunende dienst van een verbruikseenheid (die een deelverzameling is van een verbruiksinstallatie zoals bedoeld in artikel 123, § 2, 3°
4°), informatie eisen over de programmering voor die verbruikseenheid, rekening houdend met de aard ervan. §
neerwaarts beschikbaar is, ter beschikking gesteld van de transmissienetbeheerder opdat die onder meer de corrigerende acties van redispatching kan uitvoeren. §
ergiebiedingen voor redispatching volgens de procedures zoals voorzien in de type-overeenkomst van de programma-agent bedoeld in artikel
het naleven van de eventuele technische of operationele beperkingen voor de beschikbaarstelling van het vermogen zoals opgelegd door de betrokken lokale transmissienetbeheerder, de publieke distributienetbeheerder of de CDS-beheerder op wiens net de betrokken installaties zijn aangesloten. De betreffende netbeheerder kan, mits Niet-vertrouwelijk 11/51 aangepaste motivering,
kel limieten opleggen of deelname weigeren teneinde de veiligheid van zijn net te waarborgen. De modaliteiten voor de kennisgeving aan de transmissienetbeheerder van de toestemming van de lokale transmissienetbeheerder, de publieke distributienetbeheerder of de CDSbeheerder op wiens net de betrokken installaties zijn aangesloten
/of de modaliteiten voor de kennisgeving van de door hem opgelegde limieten dienen te worden opgenomen in de type-overeenkomst van de programma-agent. § 5. Onverminderd de eventuele bepalingen inzake coördinatie in de Europese netcodes
richtsnoeren, het technisch reglement, het herstelplan
het systeembeschermingsplan, bevatten de type-samenwerkingsovereenkomst bedoeld in artikel 3, § 1, h),
de typeaansluitingsovereenkomst bedoeld in artikel 3, § 1, a), de bepalingen inzake de coördinatie tussen de transmissienetbeheerder
de lokale transmissienetbeheerders
publieke distributienetbeheerders resp. de transmissienetbeheerder
de CDS-beheerders voor deelname van één of meerdere installaties van lokale transmissienetgebruikers, publieke distributienetgebruikers of CDS-gebruikers aan diensten voor coördinatie
congestiebeheer.
redispatching, ten minste: 1° de operationele verplichtingen die gelden voor elektrische installaties evenals voor de programma-agent van die installaties
de daaruit voortvloeiende verantwoordelijkheden; 2° de modaliteiten volgens dewelke de betrokken netgebruiker zijn programma-agent aanduidt; 3° alle relevante informatie die naar de transmissienetbeheerder moet worden verstuurd, met inbegrip van de programma's bedoeld in paragraaf 3
de mededelingen bepaald in de artikelen 132
134; 4° de modaliteiten
procedures betreffende het doorgeven van informatie, zoals het tijdsbestek voor de gegevensuitwisseling, de vorm, de details
de granulariteit van de uitgewisselde gegevens, rekening houdend met de omvang, de kenmerken, de lokalisatie alsook de technische beperkingen van de betrokken installatie; 5° de opschortende voorwaarden van aanvaarding door de transmissienetbeheerder van een wijziging van het programma als bedoeld in artikel 128 op verzoek van de programmaagent; 6° de modaliteiten
de procedures met betrekking tot de inschrijving van het beschikbaar opwaarts
neerwaarts vermogen zoals bedoeld in artikel 130, rekening houdend in voorkomend geval met de technische beperkingen van de bedoelde installatie, alsook de criteria voor de prijsofferte die gepaard gaat met de beschikbaarstelling van dit vermogen; 7° de mogelijkheid voor de transmissienetbeheerder om beperkingen op te leggen voor het programma voor de eerste indiening ervan; 8° het mechanisme voor de aanpassingen, op aanvraag van de transmissienetbeheerder, van het programma bedoeld in artikel 128 in de vorm van activering van beschikbaar vermogen,
de omstandigheden waarin die aanpassingen aanleiding geven tot een vergoeding. Die eventuele vergoedingen moeten de aantoonbare
redelijke kosten dekken die rechtstreeks het gevolg zijn van de wijziging van dat plan; Niet-vertrouwelijk 12/51 9° de mogelijkheid voor de transmissienetbeheerder om een terugkeer naar het programma van de installatie op te leggen indien dat laatste ervan afwijkt of zal afwijken,
dit zonder vergoeding; 10° de modaliteiten van een eventueel schadebeding
de omstandigheden waarin die van toepassing zijn. § 3. Overeenkomstig met artikel 128
de procedures voorzien in de typeovereenkomst van de programma-agent, bevat de informatie verstuurd door de programma-agent ten minste de elektriciteitsproductieprogramma's
voor zover nodig, het verbruik van het actief vermogen.” 20. Artikelen 132, 133
134 van de gedragscode elektriciteit betreffen bijzondere bepalingen bij het beheer: “Art.
hij oordeelt dat alle of een gedeelte van de referentiewaarden, zoals bedoeld in het artikel 132, de veiligheid, de betrouwbaarheid of de efficiëntie van het net in het gedrang kunnen brengen, vraagt hij de programma-agent die referentiewaarden te wijzigen om opnieuw het laatst voorgelegde productie-/afnameprogramma te volgen. De programma-agent moet de aanvraag van de transmissienetbeheerder onverwijld door zijn betrokken installatie laten toepassen overeenkomstig de type-overeenkomst van de programma-agent. § 2. De toepassing van paragraaf 1 ontslaat de netgebruikers voor de betrokken installaties niet van hun plichten voorzien in deze gedragscode
/of krachtens de met de transmissienetbeheerder afgesloten contracten. § 3. In situaties zoals bedoeld in paragraaf 1, als de referentiewaarden
/of de effectieve elektriciteits- productie/het effectieve verbruik nog afwijken van het laatste programma dat door deze programma-agent werd ingediend zelfs na de aanvraag van de transmissienetbeheerder om het programma te volgen, moet de programma-agent de eventuele door de transmissienetbeheerder opgelopen kosten dragen zoals het aanwenden van andere middelen voor het congestiebeheer.” “Art. 134. Elke volledige of gedeeltelijke onderbreking of vermindering van de elektriciteitsproductie van een offshore-power park module teneinde een deel of het geheel van het park veilig te stellen, in het bijzonder ten gevolge van actuele of verwachte slechte weersomstandigheden, moet door de programma-agent van dat park zo snel mogelijk worden meegedeeld aan de transmissienetbeheerder volgens de modaliteiten beschreven in de typeovereenkomst van de programma-agent. Bij een situatie zoals bedoeld in het eerste lid moet de programma-agent vooraf de toestemming krijgen van de transmissienetbeheerder voor elke hervatting van de elektriciteitsproductie van de betrokken installatie(s)
moet hij met de transmissienetbeheerder coördineren. De transmissienetbeheerder kan indien nodig voorwaarden opleggen voor het elektriciteitsproductieprofiel van de betrokken installatie of groep van installaties in de typeovereenkomst van de programma-agent.” Niet-vertrouwelijk 13/51
aanbiedingen van vermogen voorgelegd door de programma-agent voor die installatie krachtens artikel 128; 3° de nominatie voorgelegd door de balanceringsverantwoordelijke belast met de opvolging van die installatie krachtens hoofdstuk 3.5.4; 4° evenals in voorkomend geval de aanbiedingen van balanceringsenergie voorgelegd krachtens titel 9.2, door de leverancier van balanceringsenergie die balanceringsenergie aanbiedt vanaf die installatie. § 2. De transmissienetgebruiker voor de betrokken installatie is ertoe gehouden om toe te zien op het correct doorgeven van de relevante
geüpdatete informatie betreffende de niet-beschikbaarheden
de prognoses van elektriciteitsproductie of verbruik van de installatie aan de verschillende in paragraaf 1 genoemde partijen
die elk van die partijen nodig heeft om haar verplichtingen na te komen. Wanneer de transmissienetbeheerder betreffende eenzelfde installatie inconsistenties vaststelt tussen de prognoses die de verschillende voornoemde actoren hem bezorgen in het kader van hun verplichtingen, kan hij die informatie weigeren, een aanpassing vragen of ze zelf rechtzetten
in dat laatste geval de betrokken partijen ervan op de hoogte brengen.” 22. Artikelen 136
137 van de gedragscode elektriciteit handelen, tenslotte, over de meetuitrustingen
meetgegevens die relevant zijn in het kader van de type-overeenkomsten: Art. 136. Voor de toepassing van dit boek zijn de meetuitrustingen de uitrustingen waarop de transmissienetbeheerder een controle dient uit te oefenen om de exploitatie van het transmissienet,
de financiële afwikkeling na uitvoering van zijn taken te verzekeren, alsook om zijn wettelijke verplichtingen na te komen. De meetuitrustingen
hun onderdelen moeten voldoen aan de vereisten van de toepasselijke Belgische
internationale normen. De type-aansluitingsovereenkomst, de type-overeenkomst van de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning, de type-overeenkomst van de programma-agent
/of de type-overeenkomst voor de betrokken ondersteunende dienst regelen de manier waarop de meteropname wordt uitgevoerd. Art. 137. De overeenkomstig deze gedragscode
/of de toepasselijke regelgeving gesloten type-overeenkomsten bepalen, onder meer, de regels betreffende de meetuitrustingen, zoals de technische conformiteitscriteria
de regels betreffende de ingebruikname
het gebruik van de meetuitrustingen, het doorgeven
het ter beschikkingstellen van de meetgegevens, de toegang tot de installaties
de betalingsmodaliteiten. Niet-vertrouwelijk 14/51 23. Tot slot geven artikelen 240 tot 244 van de gedragscode elektriciteit de overgangsbepalingen aan. Met name artikel 240
artikel 243 zijn relevant voor de huidige beslissing: Art. 240. De type-overeenkomsten bedoeld in artikel 3, de balanceringsregels
de regels voor congestiebeheer, goedgekeurd door de CREG met toepassing van de wet
/of het technisch reglement vóór de inwerkingtreding van deze gedragscode, worden door de transmissienetbeheerder gewijzigd teneinde deze in overeenstemming te brengen met de bepalingen van deze gedragscode. De aldus aangebrachte wijzigingen worden door de transmissienetbeheerder ter goedkeuring aan de CREG voorgelegd bij de eerstvolgende wijziging van het betreffende document om een andere reden, doch uiterlijk binnen een tijdsbestek van achttien maanden volgend op de inwerkingtreding van deze gedragscode, behoudens uitdrukkelijk schriftelijk anders overeengekomen met de CREG. Art. 243. Voor elke installatie bedoeld in artikel 123, § 2, 1°, met een maximaal vermogen groter dan of gelijk aan 25 MW, worden de verplichtingen van de programma-agent alsook van de verantwoordelijke van de niet-beschikbaarheidsplanning verzekerd door de balanceringsverantwoordelijke die belast is met de opvolging van het toegangspunt van deze eenheid gedurende een overgangsperiode. De transmissienetbeheerder dient, binnen de achttien maanden volgend op de inwerkingtreding van deze gedragscode, behoudens uitdrukkelijk schriftelijk anders overeengekomen met de CREG, een voorstel tot wijziging van de type-overeenkomsten van de programma-agent
van de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning bedoeld in artikel 3 ter goedkeuring bij de CREG in teneinde de balanceringsverantwoordelijke niet langer meer te belasten met deze verplichting. Niet-vertrouwelijk 15/51 2. ANTECEDENTEN 24. Op 12 november 2020 besliste de CREG over het voorstel van Elia voor de voorwaarden
modaliteiten voor de programma-agent (T&C SA). De CREG heeft het voorstel goedgekeurd met uitzondering van artikel I.7 van de Algemene Voorwaarden
mits
kele aanpassingen. Elia heeft aan de beslissing gevolg gegeven
de gevraagde wijzigingen doorgevoerd. De beslissing (B)2057 kadert in de overgangsfase zoals voorzien in artikel 377 van het federaal technische reglement (heden artikel 240, van de gedragscode elektriciteit). Het betreft een eerste stap in de omzetting van het nietgereguleerde contractuele
operationele kader (CIPU-contract
CIPU-offshore-contract) naar een gereguleerd kader zoals bepaald in de SOGL
in het FTR, vandaag de gedragscode elektriciteit. Gedurende deze overgangsfase blijven de procedures gekend onder het CIPU-contract maximaal behouden. 25. Daarnaast heeft de CREG op 12 november 2020 het voorstel van Elia voor de voorwaarden
modaliteiten voor de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning (T&C OPA) goedgekeurd bij beslissing (B)2058. De CREG heeft het voorstel goedgekeurd met uitzondering van artikel I.7 van de Algemene Voorwaarden
mits
kele aanpassingen. Elia heeft aan de beslissing gevolg gegeven
de gevraagde wijzigingen doorgevoerd. Ook dit voorstel kadert in de overgangsfase zoals voorzien in artikel 377 van het FTR. Het betreft een eerste stap in de omzetting van het nietgereguleerde contractuele
operationele kader (CIPU-contract
CIPU-offshore-contract) naar een gereguleerd kader zoals bepaald in de SOGL
in het FTR. Gedurende deze overgangsfase blijven de procedures gekend onder het CIPU-contract maximaal behouden. 26. Om de omzetting van het niet-gereguleerde operationele kader naar een gereguleerd kader te stroomlijnen, initieerde Elia in 2017 het iCAROS-project. Het iCAROS-project beoogt een gefaseerde implementatie van de bepalingen in de SOGL
het FTR inzake de onbeschikbaarheidsplanning, programmering
coördinatie van technische eenheden in nauw overleg met de betrokken belanghebbenden. 27. Voor de T&C OPA
T&C SA voorziet het iCAROS-project de volgende drie fases: - Fase 1 (= overgangsperiode):
kel verplichte deelname voor synchrone elektriciteitsproductie-eenheden (SPGM), Power Park Modules per primaire
ergiebron (PPM per primaire
ergiebron)
ergieopslageenheden (ESD) met een geïnstalleerd vermogen van 25 MW
meer op het Elia net of via een GDSB geconnecteerd tot Elia net. [verplichte eenheden in het kader van het CIPU contract] - Fase 2 :
kel verplichte deelname voor SPGM, PPM per primaire
ergiebron
ESD met een geïnstalleerd vermogen van 1 MW
meer ongeacht hun aansluiting voor de OPA verplichting
voor de SA verplichting op het Elia net of via een GDSB geconnecteerd tot Elia net
verplichte deelname voor verbruikersinstallaties rechtstreeks geconnecteerd aan het Elia net voor de OPA verplichtingen maar niet voor de SA verplichtingen tenzij de verbruikersinstallatie vrijwillig redispatch flexibiliteit aanbiedt. - Fase 3 :
kel verplichte deelname voor SPGM, PPM per primaire
ergiebron
ESD met een geïnstalleerd vermogen van 1 MW ongeacht hun aansluiting
verplichte deelname voor verbruikersinstallaties rechtstreeks geconnecteerd aan het Elia net voor de OPA verplichtingen maar niet voor de SA verplichtingen tenzij de verbruikersinstallatie vrijwillig redispatch flexibiliteit aanbiedt. 28. De door de CREG goedgekeurde T&C OPA
T&C SA kaderen in de eerste fase van het iCAROSproject. Het beoogt in de eerste plaats de omzetting te realiseren die nodig is om van het huidig niet- Niet-vertrouwelijk 16/51 gereguleerde contractuele
operationele kader (CIPU-contract ondertekend door de BRP) over te gaan naar een contractueel
gereguleerd kader dat een duidelijk onderscheid maakt in de rollen
verantwoordelijkheden van de OPA (OPA-contract ondertekend door de OPA)
de SA (contract SA ondertekend door de SA), zoals bepaald in de SOGL
het FTR van 22 april
T&C SA gelden voor alle elektriciteitsproductie-eenheden
ergieopslageenheden die rechtstreeks dan wel via een GDSB zijn aangesloten op het transmissienet met een nominaal vermogen van meer of gelijk aan 25 MW, met uitzondering van de elektriciteitsproductie-eenheden
asynchrone opslagparken die dienst doen als noodgeneratoren, zoals bepaald in artikel 2,§2 van het FTR. - zowel de rol OPA als de rol SA kunnen tijdelijk nog door de BRP waargenomen worden. - volgende technische eenheden vrijgesteld zijn van verplichte deelname: • productie-eenheden
ergieopslageenheden die rechtstreeks dan wel via een GDSB op het transmissienet zijn aangesloten met een nominaal vermogen lager dan 25 MW: De gegevensuitwisseling zoals bedoeld in artikel 46
111 van de SOGL
de artikelen 246 tot 252 van het FTR gebaseerd is op standaardinformatie tenzij de OPA voor deze installaties, op vrijwillige basis, beslist het SA-contract te ondertekenen (Overweging
ergieopslageenheden aangesloten aan het distributienet: De gegevensuitwisseling zoals bedoeld in artikel 49(a) van de SOGL is gebaseerd op standaardinformatie tenzij de SA, op vrijwillige basis, beslist het SAcontract te ondertekenen (Overweging
kel de uitwisseling van informatie is opgesplitst om in lijn te zijn met de SOGL
het FTR, - De gebruikte terminologie in lijn is gebracht met de terminologie van de SOGL,. - Artikel 252 van het FTR, dat betrekking heeft op de integratie van offshore wind, in onder meer de al dan niet verwachte slechte weersomstandigheden, verwerkt is. 31. Per brief van 30 oktober 2023 wordt het Voorstel door Elia bij de CREG ingediend voor goedkeuring. Dit gebeurt samen met een voorstel tot wijziging van de T&C OPA
de regels voor coördinatie
congestiebeheer. 32. Dit Voorstel kadert volgens Elia evenwel nog steeds in Fase 1 van iCAROS (= overgangsperiode)
dient beschouwd te worden als een tweede
laatste stap in de overgangsperiode voorzien in de artikelen 240
243 van de gedragscode elektriciteit. Na deze overgangsperiode zullen de T&C SA herzien moeten worden met het oog op de uitbreiding van de verplichting tot het afsluiten van het SA-contract naar niet-CIPU-eenheden
het opsplitsen van de rollen OPA, SA
BRP. Dit zal in verschillende fases gebeuren (zie fase 2
3 van het iCAROSNiet-vertrouwelijk 17/51 project in paragraaf 27). Elke herziening zal gepaard dienen te gaan met een nieuwe openbare raadpleging
dient ter goedkeuring te worden voorgelegd aan de CREG
, indien van toepassing, de bevoegde gewestelijke regulatoren. 33. Voor het ingediende voorstel van T&C SA gelden dus nog de overgangsbepalingen gedefinieerd in artikelen 240
243 van de gedragscode elektriciteit
is nog geen volledige conformiteit met het Europese
Belgische wettelijke kader bereikt. Deze conformiteit met het wettelijke kader dient bereikt te worden met de implementatie van iCAROS fase 2. Elia heeft daarom op vraag van de CREG een planning opgesteld voor de uitwerking
implementatie van iCAROS fase
zal aanleiding geven tot wijzigingen van onder meer de regels voor coördinatie
congestiebeheer.
een voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie
congestiebeheer. Ook de planning
de inhoud van iCAROS fase 2 zijn ter raadpleging voorgelegd. Tot slot, werd bij de raadpleging een verklarende nota in het
gels toegevoegd
eco
ergy Trade BV; - Febeg; - Febeliec; - Zandvliet Power N.V. 3 Zie www.elia.be/nl/publieke-consultaties/20230606_public-consultation-on-the-t-c-opa-t-c-sa-and-the-rules, “Timing for iCAROS phase 2” (in het
gels) 4 Zie www.elia.be/nl/publieke-consultaties/20230606_public-consultation-on-the-t-c-opa-t-c-sa-and-the-rules, “T&C OPA, SA, Coordination Rules – Explanatory document” (in het
gels) Niet-vertrouwelijk 18/51 38. De CREG zal de opmerkingen van de marktpartijen
de antwoorden van Elia hierop onderzoeken in deel 4 van huidige beslissing, voor zover de CREG het niet eens zou zijn met de opmerking gemaakt door de marktpartij,
/of het antwoord van Elia. De opmerkingen
antwoorden opgenomen in het raadplegingsrapport waarmee de CREG het eens is, worden in huidige beslissing niet hernomen. 39. Rekening houdende met wat voorafgaat beslist het directiecomité van de CREG, op grond van artikel 23, § 1, van zijn huishoudelijk reglement, om, met toepassing van artikel 40, 2°, van zijn huishoudelijk reglement geen raadpleging te organiseren over huidige beslissing. De raadpleging georganiseerd door Elia beschouwt de CREG als een effectieve openbare raadpleging aangezien deze raadpleging op de website van Elia plaatsvond, gemakkelijk toegankelijk was vanuit de startpagina van deze website
voldoende gedocumenteerd was. Bovendien werd door Elia ook een informatie sessie georganiseerd op 8 februari 2023
werd door Elia een mailing verstuurd naar alle op hun website geregistreerde personen. De duur van de openbare raadpleging bedroeg ruim elf weken. De CREG is van oordeel dat de duur van de raadpleging voldoende lang was. Niet-vertrouwelijk 19/51
redispatching, de modaliteiten
procedures voor die gegevensuitwisseling, de mechanismes voor het aanpassen van het programma
de omstandigheden waarin die aanpassingen of redispatching aanleiding geven tot een vergoeding. 41. De T&C SA kaderen in de context van congestiebeheer, net als de T&C OPA. Beiden hebben als doel de TSB de nodige gegevens te verschaffen voor het uitvoeren van de veiligheidsanalyses
het waarborgen van de operationele netveiligheid. De T&C SA betreffen de programma’s van actief vermogen vanaf Week-5 tot reële tijd
ook de incrementele (I)
decrementele (D) biedprijzen voor redispatching. 42. De TSB controleert de samenhang van de programma’s conform artikel 112 van de SOGL. Conform artikel 70 van de SOGL stelt de TSB vervolgens op basis van deze programma’s de day-ahead
intraday individuele netwerkmodellen op
beoordeelt de TSB de accuraatheid van de gegevens. Op basis van deze individuele netwerkmodellen stellen de regionale veiligheidscoördinatoren vervolgens de gemeenschappelijke netwerkmodellen samen, conform artikel 70
79 van de SOGL. Hierop voeren ze de operationele veiligheidsanalyse uit
coördineren ze remediërende acties om de operationele veiligheidsgrenzen te respecteren, conform artikel 75
76 van de SOGL. Een van de mogelijke remediërende acties is het gebruik maken van diensten van derden, zoals het redispatchen van transmissie- of distributiegekoppelde systeemgebruikers binnen de regelzone van de TSB, tussen twee of meer TSB’s, conform artikel 22
55 c) van de SOGL. De SA bezorgt de TSB daarom ook de informatie betreffende het opwaarts
neerwaarts beschikbaar actief vermogen
redispatch biedingen. 43. Zoals uitgewerkt in paragrafen 26 tot 31 van huidige beslissing, zijn vandaag
kel elektriciteitsproductie-eenheden
ergieopslagfaciliteiten met een nominaal vermogen groter of gelijk aan 25 MW, rechtstreeks of via een transmissiegekoppelde CDS aangesloten op het transmissienet, verplicht tot het uitwisselen van informatie over de programmering
redispatch biedprijzen. Op basis van artikel 128 van de gedragscode elektriciteit wordt deze verplichting uitgebreid naar andere categorieën van technische eenheden
dienen de modaliteiten
voorwaarden opgenomen te worden in de T&C SA. De gedragscode elektriciteit voorziet in de artikelen 240
243 van de gedragscode elektriciteit weliswaar een overgangsperiode om geleidelijk over te stappen naar een gereguleerd contractueel kader conform het Europese
het nationale wetgevende kader. Elia heeft in 2017 het iCAROS-project geïnitieerd om deze stapsgewijze omzetting te stroomlijnen. De T&C SA goedgekeurd door de CREG in 2020 in haar beslissing (B)2057 situeren zich in de eerste fase van dit omzettingsproces (‘iCAROS fase 1’), zijnde de overgangsperiode gedefinieerd in de artikelen 240
artikel 243 van de gedragscode elektriciteit. 44. Het Voorstel ingediend door Elia op 30 oktober 2023 situeert zich eveneens nog in de transitieperiode van ‘iCAROS fase 1’ (zie paragraaf 33 van huidige beslissing). Met dit Voorstel blijft de verplichting tot het indienen van programma’s
deelname aan redispatching (hierna: ‘RD
ergy Bids’) nog beperkt tot de elektriciteitsproductie-eenheden
ergieopslagfaciliteiten met een Niet-vertrouwelijk 20/51 nominaal vermogen groter of gelijk aan 25 MW, rechtstreeks of via een transmissiegekoppelde CDS aangesloten op het transmissienet
wordt de rol van SA nog opgenomen door de BRP van het betrokken toegangspunt. Elia beroept zich hiervoor op de overgangsbepalingen van de artikelen 240
243 van de gedragscode elektriciteit. 45. De beoogde doelstellingen van dit Voorstel zijn: - Een omvorming van het huidige proces van impliciete bepaling van redispatching volumes naar een proces met explicitiete redispatching
ergiebiedingen (hierna: ‘RD
ergy bids’), nodig om de kwaliteit van de ingeschatte beschikbare redispatch volumes te verbeteren
te kunnen deelnemen aan het ROSC-proces5 voor regionale coördinatie van operationele veiligheid met geplande go-live in
(
(ii.c) bijlagen. Het onderzoek van de CREG hieronder gebeurt door rekening te houden met de hierboven beschreven opbouw van de T&C SA. 4.
het design van iCAROS fase 1
de inhoud van de drie geconsulteerde documenten (T&C OPA, T&C SA
de regels voor coördinatie
congestiebeheer). 49. Wat betreft het gevolgde proces, formuleren zowel BOP als FEBEG de bezorgdheid dat het design van iCAROS fase 1
de concrete uitwerking ervan in de geconsulteerde documenten, niet voldoende besproken werd
niet voldoende geavanceerd is om fase 1 af te sluiten
de T&C’s
regels formeel goed te keuren. Niet alleen ontbreekt een alomvattende designnota, maar ook zijn additionele elementen toegevoegd die volgens FEBEG
BOP niet in de workshops met marktpartijen zouden zijn voorgesteld. Zo is volgens hen een eerlijke feedback gegeven door hen tijdens de 5 Core ROSC methodologie, ACER Beslissing 34/2020 Niet-vertrouwelijk 21/51 workshops
in de bilaterale uitwisselingen met Elia niet in de geraadpleegde documenten opgenomen. In haar antwoord hierop geeft Elia aan verbaasd te zijn over de opmerking dat iCAROS design fase 1 niet voldoende besproken zou zijn geweest, gezien het design al in 2017 werd geconsulteerd
er verschillende workshops hebben plaatsgevonden waarin de belangrijkste elementen zoals Terugkeer naar het Dagelijkse Programma (RTS)
de RD Gate sluitingstijd (RD GCT) besproken
bediscussieerd werden. Elia geeft aan de discussies over het design van iCAROS fase 1 niet te willen heropenen. De CREG kan niet oordelen of de belangrijke elementen al dan niet voldoende besproken zijn geworden. Wel stelt de CREG vast dat de iCAROS design nota van 2018 de noodzaak voor de toepassing van penaliteiten voor redispatching activaties
RTS reeds introduceerde
dat Elia de voorgestelde penaliteiten tijdens de informatiesessie georganiseerd op 15 februari 2023 heeft voorgesteld aan de marktpartijen. Verder stelt de CREG op basis van de antwoorden op de openbare raadpleging
bilaterale contacten met FEBEG
BOP vast dat er een algemeen gevoel bestaat dat de inhoud van de geraadpleegde documenten niet voldoende besproken zou zijn geweest, de voorstellen als nietevenwichtig ervaren worden
er geen concensus zou zijn over de voorgestelde richting/principes voor congestiebeheer (zie ook opmerkingen betreffende het design
de vertaling ervan in de geconsulteerde documenten in respectievelijk paragraaf 50
52 van deze beslissing). De CREG gaat akkoord met het voorstel van Elia om de inhoudelijke design-discussies niet opnieuw te heropenen in het kader van iCAROS fase 1. Immers, de go-live van iCAROS fase 1 is noodzakelijk om de beoogde doelstelling geformuleerd in paragraaf 45 van deze beslissing te realiseren, waaronder de toetreding van de Belgische mFRR-markt tot het Europese MARI balanceringsplatform toe te laten. De CREG begrijpt ook dat een bijkomende uitstel of vertraging van de go-live van iCAROS fase 1 omwille van operationele
organisatorische redenen onaanvaardbaar is voor de betrokken partijen. Daarnaast is de CREG van mening dat, zoals verder uitgewerkt in paragraaf 50 van huidige beslissing, er een Return on Experience nodig is om de geïntroduceerde designelementen te evalueren
indien nodig te verbeteren of te herzien. Tenslotte is de CREG van oordeel dat het volledige design voor congestiebeheer de komende jaren opnieuw onder de loep wordt genomen. Dit onder meer in het kader van de voorziene uitbreiding van toepassingsdomein in iCAROS fase 2, maar ook om tegemoet te komen aan de noden van de markt in een veranderend
ergielandschap gekenmerkt door meer hernieuwbare
(grootschalige) flexibele eenheden, door Elia ingeschatte risico op structurele congesties,
door de implementatie van gecoördineerde congestiebeheersprocessen op Europees niveau. 50. Wat betreft het design van iCAROS fase 1, zijn zowel BOP als FEBEG van mening dat het voorstel niet evenwichtig is
dat dit een stap terug is ten opzichte van wat in de ‘package deal’ dat werd afgesproken. Meer bepaald de introductie van penaliteiten wordt als disproportioneel
nietgemotiveerd beschouwd, zeker in combinatie met een op kosten-gebaseerde vergoeding. Alsook het risico voor veralgemeende toepassing van het concept ‘Terugkeer naar het Dagelijkse Programma’ of RTS bij een Medium of High CRI-niveau zonder vergoeding. Ook zijn BOP als FEBEG van mening dat niet voldoende rekening gehouden wordt met de specificiteit van verschillende soorten elektriciteitsproductie-eenheden in het design, voornamelijk met het verschil tussen weersafhankelijke
planifieerbare/coördineerbare eenheden, respectievelijk minder flexibele
flexibele eenheden. BOP is van mening dat op basis van het voorgestelde design (met in het bijzonder penaliteiten bij afwijkingen
niet-vergoeding van verloren inkomsten bij RTS) weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden hierdoor afgestraft worden voor hun beperkte planifieerbaarheid
de intrinsieke voorspellingsfouten eigen aan weersafhankelijke elektriciteitsproductie. BOP
FEBEG zijn van mening dat deze specificiteit in het design erkend
weerspiegeld moeten worden. Niet-vertrouwelijk 22/51 Daarenboven wordt door BOP
FEBEG erop gewezen dat de Europese Verordening een marktgebaseerde vergoeding voor redispatching als default vooropstelt
dat slechts hiervan kan afgeweken worden in een bepaalde situaties op basis van een grondige analyse
motivering van de noodzaak
effectiviteit ervan. Algemeen is BOP van mening dat herzieningen
nieuwe procedures ontworpen moeten worden om de voordelen van hernieuwbare
ergieproductie-eenheden te maximaliseren in plaats van deze eenheden te laten inpassen in een kader dat initieel ontwikkeld was voor volledig controleerbare
planifieerbare eenheden. De CREG is van mening dat het voorgestelde design verbeteringen introduceert ten opzichte van de huidige situatie met Red Zones (in het bijzonder met betrekking tot freedom of dispatch in intraday). De door verschillende marktpartijen geïdentificeerde bezorgdheden over het principe van RTS
de toepassing van penaliteiten worden in de paragrafen 107 tot
met 119 van huidige beslissing, verder behandeld. De CREG is ook van mening dat een Return on Experience van het voorgestelde design (o.m. de kwaliteit van de CRI-bepaling, de frequentie
impact van RTS in het algemeen
op de verschillende type assets in het bijzonder, de impact op de balanceringsmarkt van het voorgestelde compensatiemechanisme, de impact vanhet filteren van expliciete balanceringsbiedingen in zones met Medium
/of High CRI-niveau) noodzakelijk is om verdere verbeteringen of wijzigingen te introduceren. In parallel met deze Return on Experience dienen de voorgestelde alternatieven voor de bepaling van de baseline voor vergoeding van weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden, bijvoorbeeld op basis van gevalideerde metingen
modellen van de theoretische productie of Available Active Power in plaats van op basis van programma’s, verder onderzocht
geëvalueerd te worden. Al deze elementen hangen samen
het is niet mogelijk om één van deze elementen apart te beschouwen
/of aan te passen zonder de impact op het geheel te evalueren. Verder is de CREG van mening dat heel wat van de nu voorgestelde ontwerpelementen in iCAROS fase 1 opnieuw geëvalueerd, gemotiveerd
besproken zullen moeten worden in het kader van iCAROS fase 2 maar ook reeds in het kader van de ontwikkeling van een regulatoir kader voor eenheden met een flexibele toegang. Terwijl de scope-uitbreiding van ICAROS fase 2 voor meer liquiditeit aan redispatching middelen zal zorgen (
dus de mogelijkheid voor een marktgebaseerde vergoeding faciliteert) duidt de aanwezigheid van eenheden met een flexibele toegang op, door Elia ingeschatte risico’s, structurele congesties op het Belgische net (
dus de mogelijkheid tot vrijstelling van een marktgebaseerde vergoeding). Bijkomend evolueert de markt heel snel
verwacht Elia onder meer een significante toename van grootschalige transmissiegekoppelde batterijen vanaf 2024. De CREG verwacht specifieke uitdagingen met betrekking tot een efficiënte
niet-marktverstorende integratie van deze batterijparken op niveau van congestiebeheer. Tenslotte wordt er op Europees
regionaal vlak voor de tijdshorizone 2025-2026 de implementatie van de processen voor gecoördineerde veiligheidsanalsye (CSA)
operationele veiligheidscoördinatie in day-ahead
intraday (Core ROSC proces)
bijhorende kostenverdeling (Core RD & CS) voorbereid. Deze processen, waarbij alle beschikbare middelen voor het beheer van congesties op het 220kV
380kV-net (zowel topologische acties als redispatching) door de individuele TSB’s ter beschikking dienen te worden gesteld, kunnen
zullen eveneens een impact hebben op de congestiebeheersprocedures die op nationaal niveau (nog) kunnen geïmplementeerd worden. 51. De CREG stelt naar de toekomst toe een toenemende complexiteit
grote uitdagingen vast zowel op niveau van congestiebeheer op het transmissienet als het ontwikkelen van een efficiënt, transparant, niet-discriminerend
niet-marktverstorend kader. De CREG besluit dat het nodig zal zijn om in de aanloop van de geplande wijzigingen van de documenten in het kader van het uitwerken van een federaal regulatoir kader voor eenheden met flexibele toegang
in het kader van iCAROS fase 2, te starten met een alomvattende designnota, zoals terecht gevraagd wordt door marktpartijen. Niet-vertrouwelijk 23/51 52. Wat betreft de implementatie van het design in de verschillende documenten, is de BOP van mening dat geconsulteerde versies van de drie documenten (T&C OPA, T&C SA, regels voor coördinatie
congestiebeheer) geen duidelijke beschrijving bevatten van de situaties, beperkingen
drempelwaarden die door Elia moeten gerespecteerd worden in de toepassing van de beschreven instrumenten
middelen. Vanuit een juridisch perspectief is er weinig of geen bescherming van de netgebruiker/OPA/SA tegen misbruik door Elia. BOP vraagt dan ook dat dergelijke principes duidelijk in de documenten gereflecteerd worden. Ook FEBEG deelt het gevoel dat het design, zoals voorgesteld in de geconsulteerde documenten, vooral de belangen van Elia behartigen
dit ten koste van de BRP, SA of OPA. FEBEG merkt tenslotte op dat voor een volledige splitsing van de rollen BRP, SA
OPA (zoals voorzien in iCAROS fase 2) duidelijke definities van verantwoordelijkheden betreffende de rollen nodig zijn. Deze zijn essentieel om de splitsing van de rollen te faciliteren zonder marktbarrières op te werpen. Dit is ook essentieel voor het creëren van een robuust marktdesign
een juridisch kader. Dit alles ontbreekt nog in de huidige versie van de documenten. Ten slotte dient volgens BOP het in de T&Cs expliciet duidelijk te zijn dat de beschreven instrumenten uitsluitend in het kader van congestiebeheer
niet, bijvoorbeeld, in het kader van balancering kunnen gebruikt worden. Wat het risico op misbruik van de beschikbare instrumenten betreft , antwoordt Elia dat de coördinatie van eenheden door Elia, zoals beschreven in de processen opgenomen in de T&C OPA
T&C SA, gebeuren volgens de regels van coördinatie
congestiebeheer die eveneens onderworpen zijn aan de goedkeuring van de regulator. De CREG is het eens met dit antwoord maar is het ook eens met de marktpartijen dat verschillende elementen in de regels van coördinatie
congestiebeheer transparanter
duidelijker beschreven moeten worden
dat Elia de plicht heeft ten aanzien van de netgebruikers om de kwaliteit van de CRI-voorspellingen te waarborgen. Indien de kwaliteit van de CRI-voorspellingen niet nauwkeurig is, dan zijn de beperkingen die opgelegd worden aan eenheden onderworpen aan het SA-contract in de beschouwde elektrische zone, bijvoorbeeld via een RTS-aanvraag, niet effectief of niet gerechtvaardigd. De CREG verwijst hiervoor naar paragraaf 46
88 van beslissing (B)2752 betreffende de regels voor coördinatie
congestiebeheer waar de CREG vraagt dat Elia - zoals gevraagd door FEBEG in haar antwoord op de consultatie – een actieplan opstelt om de CRI-kwaliteit te monitoren
deze monitoring te gebruiken als input voor continue verbetering. Wat het gebrek aan duidelijke afbakening van de rollen
verantwoordelijkheden van de BRP, SA
OPA
een volledige splitsing van deze rollen mogelijk te maken, geeft Elia aan dat een volledige splitsing in iCAROS fase 1 nog niet wordt geïntroduceerd. Elia erkent dat het punt aangehaald door FEBEG cruciaal is
meegenomen zal worden in de tijdslijn voor implementatie van iCAROS fase 2. De CREG gaat hiermee akkoord. Wat de instrumenten opgenomen in de T&C OPA
T&C SA betreft, bevestigt Elia dat deze uitsluitend in het kader van congestiebeheer worden gebruikt zoals uitgelijnd in de regels voor coördinatie
congestiebeheer met uitzondering van het gebruik van RD
ergy Bids in specifieke gevallen zoals opgenomen in de LFC BOA. De CREG gaat hiermee akkoord. 53. Wat betreft het toepassingsdomein van iCAROS fase 1, erkent FEBEG dat deze in de transitieperiode de SA-
OPA-verplichtingen beperkt zijn tot transmissiegekoppelde elektriciteitsproductie-eenheden
ergieopslagfaciliteiten met een nominaal vermogen groter of gelijk aan 25 MW. FEBEG geeft echter aan dat deze beperkte scope een accurate identificatie
beheer van congesties bemoeilijkt. Bijkomend stelt FEBEG dat deze eenheden - in combinatie met de additionele elementen in het voorgestelde design van iCAROS fase 1 – discriminerend zijn ten opzichte van andere eenheden, onder meer transmissiegekoppelde verbruiksinstallaties. FEBEG onderstreept de noodzaak voor een level playing field voor alle netgebruikers
dringt erop aan om in afwachting daarvan in iCAROS fase 1 het voorgestelde design (verplichtingen, penaliteiten
kader) te herzien. Niet-vertrouwelijk 24/51 Elia gaat akkoord met FEBEG dat een uitbreiding van de scope van de SA-
OPA-verplichtingen naar alle transmissiegekoppelde elektricitetisproductie-eenheden
ergieopslagfaciliteiten met een nominaal vermogen groter of gelijk aan 1 MW wettelijk evenwel noodzakelijk is
verwijst naar de voorgestelde tijdslijn voor de implementatie van iCAROS fase 2. Elia herinnert eraan dat in het Europese
nationale wettelijke kader een wordt onderscheid toegelaten voor wat betreft de uitwisseling van prognosegegevens tussen TSBS
transmissiegekoppelde elektriciteitsproductieeenheden
erzijds (artikel 46 van SOGL) (
bij uitbreiding
ergieopslagfaciliteiten)
transmissiegekoppelde verbruiksinstallaties anderzijds (artikel 52
artikel 128.§2 van de gedragscode elektriciteit). De CREG gaat akkoord met het antwoord van Elia. De CREG onderstreept dat uitbreiding van de scope van de T&C SA wettelijk vereist is op basis van artikel 46 van SOGL
artikel 123 van de gedragscode elektriciteit. 4.2.
naar het gebruik van standaardregels voor de transmissie-gekoppelde elektriciteitsproductieeenheden
ergieopslagfaciliteiten met een nominaal vermogen van minder dan 25 MW vermeld in Overweging
toepassingsgebied
dat ter raadpleging was voorgelegd. FEBEG
BOP hebben duidelijk aangegeven niet akkoord te gaan met de toepassing van penaliteiten, zeker niet in combinatie met een op kosten-gebaseerde vergoeding. Beide belanghebbenden hebben aangegeven dat een go-live van iCAROS fase 1 met penaliteiten in de beginfase onaanvaardbaar is
dat de introductie van penaliteiten slechts kan gebeuren samen met een herziening van de tolerantie
dit pas wanneer de noodzaak ervan is aangetoond, i.e. essentieel voor systeemveiligheidsredenen
er geen alternatieve maatregelen mogelijk zijn. De CREG stelt vast dat de toepassing van penaliteiten (term gebruikt in de geconsulteerde versie van het Voorstel van 6 juni 2023;
na indiening bij de CREG op 30 oktober 2023 hernoemd naar “prikkels”) fel gecontesteerd wordt door onder meer FEBEG (wiens leden merendeel bestaan uit
titeiten die de rol van SA vervullen)
BOP , zeker voor wat betreft de prikkels in verband met de activeringscontrole (Annex 11.A)
in verband met de controle van terugkeer naar het dagelijkse programma (Annex 11.B). FEBELIEC (wiens leden meestal niet de rol van SA vervullen) daarentegen gaat akkoord met de toepassing van prikkels wanneer een service provider een onbeschikbaarheidsplan, programma of RD
ergy Bid die de service provider zelf heeft ingediend, niet respecteert. De CREG stelt vast dat een correcte wettelijke basis om aan een SA een prikkel te geven ontbreekt. Nergens in de SOGL is er sprake van een mogelijkheid om in de T&C SA prikkels op te nemen die de SA ertoe zou aanzetten om bepaalde verplichtingen kwalitatief te volbrengen. Van prikkels is
kel sprake in het kader van de EBGL maar deze kunnen
kel opgelegd worden aan een BRP of een BSP of een TSB
bijkomend mogen de prikkels niet marktverstorend zijn. Voor verdere motivering verwijst de CREG naar titel 4.3.16 van huidige beslissing. Daarnaast is het begrip ‘boete’ of ‘penaliteit’ dat een straf is, niet langer meer opgenomen in de gedragscode elektriciteit. De gedragscode elektriciteit laat in artikel 126, 7° dat: “De typeovereenkomst van de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning, bepaalt, met naleving van de bepalingen van de Europese richtsnoeren SOGL
de daaruit voortvloeiende voorwaarden
methodologieën, in termen van niet-beschikbaarheidsplanning, ten minste: 7° de modaliteiten van een eventueel schadebeding
de omstandigheden waarin die van toepassing zijn.” 58. Artikel 2
daarna naar 10%. De CREG kan de eerste fase van 12 maanden gelijk aan 0% aanvaarden. Echter, zolang geen correct wettelijke basis is aangetoond die Elia toelaat om o.b.v. de SOGL een prikkel op te leggen aan een SA opdat deze laatste kwalitatief zijn verplichtingen zou nakomen, kan de CREG niet akkoord gaan met de 5%
de 10% die daarop volgt. Wat wel mogelijk is, is het opleggen van een schadebeding. Het komt aan Elia toe om aan de hand van historische data de schade, die zij eventueel zou opgelopen bij het niet-naleven van de verplichtingen, aan te tonen. Bovendien dient, hierbij aansluitend, de voorgestelde tolerantieband in Annex 9.B onderbouwd te worden te worden op basis van zowel historische data
praktijkervaring
op basis daarvan herzien. Tenslotte dient bij een eventuele vaststelling van een ondermaatse kwaliteit van levering van de dienst (zowel algemeen als voor specifieke situaties), de oorzaken hiervan opgespoord te worden
alternatieven gezocht te worden om de kwaliteit van de dienstlevering te verzekeren. Niet-vertrouwelijk 26/51 Bijgevolg keurt de CREG
kel de prikkel factor gelijk aan 0% goed. Indien Elia na 12 maanden na de inwerkingtreding van het goedgekeurd Voorstel kan aantonen dat er een wettelijke basis bestaat voor het geven van een prikkel aan een SA of een schadebeding gerechtvaardigd zou zijn om redenen dat Elia schade lijdt ingevolge de niet-naleving van bepaalde verplichtingen door de SA, kan dit opnieuw herzien worden
opengesteld worden voor de invoering van een prikkel, dan wel een schadebeding. 59. Betreffende de termijn voor de inwerkingtreding van het Voorstel
het ondertekenen van de contracten vermeld in Artikel 2
het testing werk dat nodig is voor de go-live fase. Elia gaat hiermee akkoord
verwijst naar de door Elia voorgestelde “common testing roadmap” voor alle operationele
IT-gerelateerde aspecten
geeft aan het contractuele proces te zullen starten vanaf de datum van goedkeuring van de regulatoire documenten. De CREG heeft hierop geen verdere opmerkingen. 4.2.
inefficiëntie te wijten aan de beperkte scope van technische eenheden die in iCAROS fase 1 verplicht zijn deel te nemen
dit terwijl niet-discriminatie
efficiëntie belangrijke beginselen zijn van de SOGL, zoals vermeld in Artikel 3
CAROS fase 1 de doelstellingen nog niet volledig vervuld zijn. In afwachting van de implementatie van iCAROS fase 2 vraagt de CREG dat Elia in Artikel 3
kel betrekking hebben op het geheel van geconsulteerde documenten (T&C OPA, T&C SA
regels voor coördinatie
congestiebeheer) van iCAROS fase
High CRI-niveau; - het gebruik van de ingediende programma’s als baseline voor het vergoeden van redispatching van weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden; - de invoering van op-kostengebaseerde vergoeding van redispatching in intraday (in combinatie met penaliteiten) - het toepassen van prikkels in verband met de controle van activatie; - het toepassen van prikkels in verband met de controle van de terugkeer naar het Dagelijkse Progamma; - het toepassen van prikkels in verband met de volledigheids-
consistentiecontrole van gegevens; - de plichten van Elia ten aanzien van netgebruikers; bijvoorbeeld inzake transparantie
voorkomen van misbruik van voorgestelde mechanismen; Hierna zal de CREG deze algemene opmerkingen behandelen bij elk van de relevante artikelen, samen met de artikel-specifieke opmerkingen. 4.3.2. Artikel II.1: Definities 65. Febeliec, FEBEG
Zandvliet Power stellen vast dat Elia voorstelt om slechts twee categorieën voor het niveau van coördineerbaarheid van een Technische Faciliteit te voorzien, namelijk coördineerbaar
niet-coördineerbaar. Vandaag bestaat er ook de categorie ‘Beperkt coördineerbaar’, dat in het Voorstel geschrapt wordt. Febeliec, FEBEG
Zandvliet Power hebben hier tijdens de raadpleging verschillende opmerkingen hierover geformuleerd. Febeliec geeft aan dat bepaalde eenheden op industriële sites slechts onder bepaalde technische beperkingen coördineerbaar zijn,
is van mening dat het concept in de toekomst dus mogelijks verfijnd zou moeten worden of meer toelichting nodig is voor wat betreft verbruiksinstallaties. Zandvliet Power leidt af dat onder de voorziene definities van ‘coördineerbaar’
‘nietcoördineerbaar’ een gecombineerde stoom-
gascyclus (STEG of CCGT) zoals deze van Zandvliet Niet-vertrouwelijk 28/51 Power op het gesloten distributienet van BASF, als niet-coördineerbaar zou moeten worden beschouwd. Wanneer de STEG stoom moet leveren aan industriële processen, is deze immers niet coördineerbaar. In andere operatie modi echter wél. Zandvliet Power betreurt dat op die manier met het Voorstel technisch beschikbare flexibiliteit niet langer meer zal kunnen worden aangeboden voor netdiensten aan Elia
de Belgische controle zone. FEBEG sluit zich aan bij de hierboven genoemde opmerkingen. FEBEG stelt voor om de coördineerbaarheidsstatus van een eenheid niet als een statische parameter te definiëren, maar als een parameter die op dagbasis kan aangepast worden, bijvoorbeeld als onderdeel van de dagelijkse biedstrategie, zodat dus de technisch beschikbare flexibiliteit van de eenheid voor een gegeven tijdsinterval kan aangegeven worden. In haar antwoord geeft Elia aan dat het coördineerbaarheidsniveau per richting wordt bepaald
dat beperkingen op ramping niveau vertaald worden in de karakteristieken van de RD
ergy Bids. Elia bevestigt dat het Voorstel inderdaad het coördineerbaarheidsniveau van een Technische Faciliteit als een statische parameter beschouwt, gedefinieerd bij de ondertekening van het SA-contract. Elia verduidelijkt dat een niet-coördineerbare Technische Faciliteit weliswaar flexibiliteit kan aanbieden voor redispatching op de ogenblikken dat ze hier technisch toe in staat is. Tenslotte geeft Elia aan dat het voorgestelde concept in het kader van iCAROS fase 2 kan aangepast worden op basis van Return on Experience
bijkomende gevallen zoals voor verbruiksinstallaties. De CREG deelt de bezorgdheden geformuleerd door de marktpartijen. De CREG is bovendien verbaasd vast te stellen dat Elia in haar antwoord op de openbare raadpleging de indruk wekt dat technisch beschikbare flexibiliteit aangeboden kan worden voor congestiebeheer. De CREG verwijst hierbij naar artikel 130 §1 van de gedragscode elektriciteit dat stelt dat technisch beschikbare flexibiliteit dient aangeboden te worden: “ Voor elke elektrische installatie die het voorwerp uitmaakt van een verplichte programmering zoals bedoeld in artikel 128, § 1, wordt het actief vermogen dat op die installatie opwaarts
neerwaarts beschikbaar is, ter beschikking gesteld van de transmissienetbeheerder opdat die onder meer de corrigerende acties van redispatching kan uitvoeren.“ Een uitzondering hierop toekennen voor Technische faciliteiten die in sommige operatie modi geen flexibiliteit kunnen aanbieden, roept vragen op
met betrekking tot niet-discriminatie, techno-economische efficiëntie
systeemveiligheid. Bijgevolg vraagt de CREG aan Elia om – zoals ook door Elia zelf voorgesteld - in het kader van iCAROS fase 2 of vroeger - de voorgestelde definities van ‘coördineerbaar’
‘niet-coördineerbaar’ in de T&C SA te verduidelijken of te herevalueren op basis van de Return on Experience
rekening houdende met de opmerkingen van marktpartijen
de CREG. 66. FEBEG, BOP
eco hebben verschillende opmerkingen geformuleerd die kunnen gelinkt worden aan de definitie van de baseline. De definitie van de baseline bepaalt immers wat als redispatching (of ruimer beschouwd als een remediërende actie) kan beschouwd worden. Definitie
volgt hieruit dat een ‘Terugkeer naar het Dagelijkse programma’ niet als een remediërende actie wordt beschouwd. De CREG stelt vast dat deze definitie aansluit bij de bepalingen in artikel 131 §1, 8°
9° van de gedragscode elektriciteit die het plan of het programma als vertrekpunt hanteert, namelijk (eigen nadruk): Art.
redispatching, ten minste: Niet-vertrouwelijk 29/51 (…) 8° het mechanisme voor de aanpassingen, op aanvraag van de transmissienetbeheerder, van het programma bedoeld in artikel 128 in de vorm van activering van beschikbaar vermogen,
de omstandigheden waarin die aanpassingen aanleiding geven tot een vergoeding. Die eventuele vergoedingen moeten de aantoonbare
redelijke kosten dekken die rechtstreeks het gevolg zijn van de wijzingen van het plan. 9° de mogelijkheid voor de transmissienetbeheerder om een terugkeer naar het programma van de installatie op te leggen indien dat laatste ervan afwijkt of zal afwijken,
dit zonder vergoeding. De CREG is het evenwel eens met de lezing van BOP dat de definitie van ‘redispatching’ zoals opgenomen in de Elektriciteitsverordening ruimte voor interpretatie toelaat: 26. "redispatching": een maatregel, met inbegrip van beperking, die door een of meerdere transmissiesysteembeheerders of distributiesysteembeheerders wordt geactiveerd door een wijziging van het productie-
/of belastingspatroon teneinde de fysieke stromen in het elektriciteitssysteem te veranderen
fysieke congestie te verlichten of de systeemveiligheid op een andere manier te waarborgen; De referentie naar de Europese methodologie voor gecoördineerde veiligheidsanalyse (‘CSAM’6) in het antwoord van Elia op deze opmerking, is in dit kader ook relevant, aangezien het aangeeft hoe deze definitie van redispatching (hier onder de bredere term ‘remedial action’) vorm gekregen heeft in de concrete methodologieën. Artikel 21
meer specifiek: op basis van de laatst ontvangen programma’s
voorspellingen van vraag
hernieuwbare elektriciteitsproductie. Aangezien de programma’s van weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden, onderworpen aan de T&C SA, geacht worden gelijk te zijn aan de op dat ogenblik voorspelde elektriciteitsproductie, sluit de interpretatie van de ‘redispatching’ zoals voorzien in de gedragscode elektriciteit
in het Voorstel aan bij de interpretatie gegeven in artikel 21
dat de geciteerde definitie van ‘remedial action’ dan ook in die context gelezen moet worden. Hoewel dit dus een mogelijke interpretatie is van wat onder de term ‘remedial action’ kan worden begrepen, sluit de CREG andere definities in het kader van de T&C SA niet uit. 67. Omwille van bovenstaande, besluit de CREG op basis van artikel 131 §1 van de gedragscode elektriciteit om de definitie van baseline in artikel II.1 van het Voorstel goed te keuren. De CREG sluit evenwel andere definities voor de baseline,
in het bijzonder voor hernieuwbare elektriciteitsproductie-eenheden, in de toekomst niet uit. Een aanpassing van de definitie van de baseline voor weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden, bijvoorbeeld het theoretisch beschikbare vermogen of Active Available Power (AAP) zoals door BOP voorgesteld, vergt op dit ogenblik bijkomend onderzoek
evaluatie, zowel op niveau van praktische implementatie als op niveau van marktdesign. 6 Zie https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions_annex/ACER_Decision_CSAMAnnexI_Rectified.pdf Niet-vertrouwelijk 30/51 De CREG vraagt daarom dat Elia in de voorbereiding van iCAROS fase 2
in samenspraak met marktpartijen alternatieve baselines voor weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden onderzoekt
evalueert. Hierbij moeten zowel de impact op niveau van de praktische implementatie (meettoestellen, validatie, communicatie...) als op het niveau van marktdesign
congestiebeheer onderzocht te worden. Het is immers belangrijk om de eenheid niet te vergoeden wanneer de eenheid omwille van marktfactoren (negatieve prijzen, onbalansprijzen) – zonder interventie van de TNB – zou afgeweken zijn van het theoretisch beschikbare vermogen
meer algemeen om geen marktdistorties te creëren. 68. De CREG merkt op dat in de definities van parameters die een vermogen of een
ergiehoeveelheid uitdrukken, niet consequent de eenheid (MW, MWh) vermeld wordt. De CREG vraagt Elia dat zij dit aanvult in alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd.. 4.3.
kel de betrokken transmissienetgebruiker of de betrokken aanbieder van balanceringsdiensten zijn. “ Zolang de rol van SA verplicht wordt toegekend aan de BRP van de betrokken installatie, kunnen balanceringsdiensten dus
kel aangeboden worden door de partij die BRP-rol opneemt. De CREG erkent dat een splitsing van de rollen van SA
BRP absoluut noodzakelijk is om de genoemde marktbarrière weg te nemen. Dit dient te gebeuren in het kader van iCAROS fase
opslagfaciliteiten van 25 MW of meer. De CREG gaat hiermee akkoord
verwijst naar de bespreking over de scope van iCAROS fase 1
de voorziene uitbreiding van de scope in iCAROS fase 2 in paragraaf 53 van huidige beslissing. 4.3.
May-Not-Run aanvragen
of dit
kel gelinkt is aan systeemveiligheid. Elia bevestigt dat dit inderdaad uitsluitend kan voor redenen van systeemveiligheid
zoals beschreven in de regels voor coördinatie
congestiebeheer. Dit werd in artikel II.5.4 van het Voorstel verduidelijkt. De CREG gaat hiermee akkoord. Daarnaast hebben BOP
FEBEG opmerkingen betreffende de vergoeding van een May-Not-Run zoals opgenomen in Bijlage 10 van het Voorstel. De CREG behandelt deze opmerkingen in paragraaf 134 van huidige beslissing. 4.3.
dit omwille van operationele doeleinden. Elia verwijst in haar antwoord hierop dat de resultaten van de gecoördineerde netveiligheidsanalyse op regionaal niveau slechts na 22:00 beschikbaar zijn. De CREG gaat met dit antwoord van Elia akkoord maar is van mening dat artikel II.6.6 nogal verwarrend is aangezien deze de indruk creëert dat Elia de netveiligheidsanalyse tussen 15.00
18.00 uitvoert
ook afgerond zal hebben. De CREG vraagt dat Elia dit verduidelijkt welke processen van veiligheidsanalyse Elia tussen 15.00
18.00 uitgevoerd worden
die het opschorten van de validatie van bijgewerkte programma’s in die periode legitimeren. Deze verduidelijking dient te gebeuren alvorens het goedgekeurd Voorstel door Elia op haar website gepubliceerd wordt.
ergy Bids
ergy Bids in de coördineerbare richting van het leverpunt optioneel is. De CREG merkt echter op dat alle technisch beschikbare flexibiliteit verplicht dient aangeboden te worden voor congestiebeheersdoeleinden. De CREG is van oordeel dat in artikel II.7.
kel de categorieën ‘Coordinable’
‘Non-coordinable’ toe te laten, relevant (paragraaf 65 van huidige beslissing). Als een eenheid zoals een CCGT, die afhankelijk is van de operatie modus, wel of niet flexibiliteit kan leveren
uitsluitend de statische label ‘Non-coordinable’ toegewezen krijgt, is het volgens de CREG Niet-vertrouwelijk 32/51 niet duidelijk op basis van de formulering in artikel II.7.4. dat deze eenheid op de momenten dat de operatie modus technisch gezien wélflexibiliteit kan leveren, hier dan ook effectief toe verplicht kan worden zoals voorzien in artikel 130 §1 van de gedragscode elektriciteit. De CREG vraagt dat Elia de verplichtingen tot het indienen van RD
ergy Bids voor eenheden waarvan de coördineerbaarheid afhangt van de operatiemodus, verduidelijkt. Deze aanpassing dient te gebeuren ten laatste wanneer Elia een nieuw voorstel voor iCAROS fase 2 bij de CREG zal indienen voor goedkeuring. 4.3.9. Artikel II.8: Verband tussen het Dagelijks programma
de RD
ergy Bid
ergy Bid
ergy Bid ook vergoed dient te worden, aangezien de SA al kosten zou kunnen gemaakt hebben. Elia heeft aangegeven hiermee akkoord te gaan
heeft dit in artikel II.9.8 verbeterd. Uitsluitend bij een annulatie die gebeurd vóór 22:00 op Dag D-1, komt de vergoeding te vervallen. De CREG gaat hiermee akkoord. 84. FEBEG heeft opmerkingen met het voorstel voor de BRP perimetercorrectie op basis de “block approach” zoals beschreven in bijlage 7.C.
waarnaar verwezen in artikel II.9.9. De CREG gaat akkoord met het basisprincipe die FEBEG naar voren schuift, namelijk dat een correcte activatie door de SA niet zou mogen leiden tot een financieel risico voor de SA. De CREG begrijpt uit het antwoord van Elia dat op dit ogenblik de ‘block appproach’ een pragmatische
werkbare oplossing is. Elia erkent evenwel dat in bepaalde condities deze ‘block approach’ wel een financieel nadeel voor de SA zou kunnen betekenen. Elia verwijst daarom in haar antwoord op deze opmerking van FEBEG naar de mogelijkheid voor een ex-post settlement op basis van de werkelijk opgelopen kosten. De CREG acht het voorstel van de ‘block approach’ op dit ogenblik pragmatisch
aanvaardbaar gelet op de mogelijkheid tot ex-post settlement bij een eventueel financieel nadeel door de SA. Er zal evenwel onderzocht moeten worden hoe de ex post settlement vlot
accuraat verbeterd kan worden op procesmatig vlak. De CREG vraagt ook dat Elia deze gevallen monitort
de CREG hierover rapporteert. De CREG zal, indien nodig blijkt,
mogelijks specifiek voor bepaalde type assets, vragen dat Elia in samenspraak met marktpartijen alternatieven voor de ‘block approach’ voorstelt. Afhankelijk van het resultaat van het onderzoek, de monitoring
de rapportering naar de CREG toe, zal uitgemaakt worden of al dan niet een aanpassing van de T&C SA zich opdringt. Niet-vertrouwelijk 33/51 4.3.
BOP hebben aangegeven dat het concept van Terugkeer naar Dagelijks Programma (hierna: RTS) niet voldoende met marktpartijen werd besproken. Ook de vraag van Centrica naar bevestiging van een goed begrip van het concept, lijkt dit te bevestigen. De CREG gaat akkoord dat de bespreking van de RTS procedure in Artikel II.10 niet duidelijk is
dat de motivering voor de noodzaak van de toepassing ervan vanuit het perspectief van systeemveiligheid in de verklarende nota beter uitgewerkt had kunnen worden. Dit wordt in onderstaande paragrafen verder uitgewerkt. 87. Ten eerste dient volgens de CREG verduidelijkt te worden wanneer precies het RTS verzoek wordt verzonden
waarom. Dit is op basis van Artikel II.10 van het Voorstel niet duidelijk. De CREG begrijpt dat een RTS verzoek ten laatste voor de start van het beschouwde kwartier zou verstuurd moeten worden. De CREG stelt echter de vraag waarom Elia tot de reële tijd dient te wachten om het RTS verzoek te versturen indien het CRI niveau voor het beschouwde kwartier reeds vroeger gekend is
Elia aangeeft dat een CRI Medium of High automatisch aanleiding geeft tot een RTS verzoek voor alle eenheden in de beschouwde zone. 88. Daaraan gelinkt dient verduidelijkt te worden wanneer
op basis van welke parameters de CRI nog kan geüpdatet kan worden
of dit nog kan gebeuren tijdens de neutralisatieperiode zelf. Indien een CRI niveau tijdens de neutralisatieperiode van het beschouwde kwartier niet meer kan wijzigen, dan zou het RTS verzoek kunnen verstuurd worden net na de RD GCT
kan het bijgevolg als een “Stay On Schedule” verzoek beschouwd worden. 89. Vervolgens merkt de CREG een mogelijke inconsistentie op tussen de CRI-niveaus die op uurbasis worden bepaald (Artikel 16 van de regels voor coördinatie
congestiebeheer),
het proces van RTS die een resolutie op kwartierbasis (of drie opeenvolgende kwartieren) lijkt te kennen. De huidige formulering in Artikel II.10.1 van het Voorstel stelt dat “Een terugkeer naar het Dagelijks Programma een verzoek is van ELIA, voor één Leveringspunt, om te voldoen aan het laatst gevalideerde Dagelijks Programma
geldt onmiddellijk tot het einde van het derde kwartier na het verzoek” (eigen nadruk). Indien het RTS verzoek echter verstuurd wordt voor in het tweede of derde kwartier van een bepaald uur met Medium of High CRI voor de drie opeenvolgende kwartieren, maar het daaropvolgende uur gekenmerkt wordt door een CRI Low, dan is een RTS verzoek over een periode van 3 kwartieren te lang. Elia kan immers geen RTS verzoeken voor een kwartier met Low CRI. Vertrekkende van het CRI-perspectief, zou men kunnen stellen dat een RTS verzoek geldt voor het volledig uur waarvoor de CRI Medium of High is. Anderzijds, vanuit het perspectief waarbij Elia een freedom of dispatch voorstelt tot de RD GCT of 45 minuten voor reële tijd, kan een beperking slechts voor maximaal 3 kwartieren gelden. Een derde optie is dat de CRI op kwartierbasis wordt berekend;
dat na de RD GCT van het beschouwde kwartier (i.e. 45’ voor reële tijd) het RTS verzoek slechts voor dat specifieke kwartier geldt. 90. De CREG ontving per mail van Elia op 22 februari 2024 verduidelijkingen met betrekking tot de door Elia voorziene aanpak in iCAROS fase 1 op bovenstaande vragen. Algemeen geldt dat Elia voorziet een RTS te zenden tijdens het eerste kwartier van een uur waarop een CRI Medium of High werd geïdentificeerd,
dit voor de drie laatste kwartieren van het beschouwde uur. Niet-vertrouwelijk 34/51 De CREG vraagt dat Elia de verduidelijkingen integreert in de finale versie van het goedgekeurde Voorstel
dit alvorens Elia het goedgekeurde Voorstel op haar website publiceert. 91. In parallel vraagt de CREG dat Elia de voorgestelde aanpak evalueert op basis van Return on Experience
deze evaluatie meeneemt in voorbereiding van een wijziging van de T&C SA
ten laatste voor iCAROS fase
prognoses. Het expost bepalen
publiceren van een CRI heeft vanuit die optiek heeft geen zin. Het is ook niet nuttig, aangezien het
kel relevant is indien het ten laatste gekend is bij de start van het beschouwde kwartier, i.e. voor het verzoek tot een RTS of voor het filteren van balancing bids. De CREG is van mening dat de timing van publicatie onmiddellijk na de laatste berekening van de CRI dient te gebeuren (
voor het beschouwde kwartier)
dat die timings op voorhand voor marktpartijen bekend moeten zijn opdat zij hier kunnen mee rekening houden. De CREG vraagt dat artikel II.10.
eco) dringen erop aan om de impact van RTS maximaal te beperken zodat dit een instrument is dat slechts zelden dient te worden toegepast. BOP verzoekt om RTS te gebruiken als een measure of last resort, nadat alle beschikbare redispatching is gebruikt. De CREG is van mening dat dit een fundamentele wijziging zou zijn van hoe het concept van RTS in het Voorstel voor iCAROS fase 1 zou worden geïntegreerd, namelijk als een “Red Zone” maar dan slechts voor de laatste 45 minuten (RD CGT) voor reële tijd. Vanuit het perspectief van de huidige situatie, zonder freedom of dispatching in intraday, i.e. waarbij de Red Zones voor de volledige intraday tijdshorizon geldt, is het concept van RTS in CRI zones Medium/High volgens de CREG een significante verbetering. De duur van de beperking, nu voor een periode van 45 minuten voor reële tijd of RD GCT, is de tijd die Elia nodig heeft om de veiligheidsanalyses uit te voeren
indien nodig remediërende acties voor te bereiden. FEBEG
Centrica stellen in deze context de vraag aan Elia om de voorgestelde RD GCT van 45 minuten te verkorten – idealiter tot de mFRR GCT van 25 minuten. In haar antwoord hierop, geeft Elia aan dat haar de 45 minuten noodzakelijk zijn om de veiligheidsanalyses te kunnen uitvoeren
de nodige acties te kunnen ondernemen
op te volgen, maar sluit verbeteringen in de toekomst niet uit. De CREG gaat akkoord met deze stapsgewijze aanpak
verzoekt Elia om deze opmerking mee te nemen in voorbereiding van een wijziging van de T&C SA
ten laatste voor iCAROS fase 2. 94. BOP
eco zijn van mening dat voor weersafhankelijke elektriciteitsproductie-eenheden een RTS verzoek als een vorm van redispatching moet beschouwd worden,
dus als dusdanig vergoed zouden moeten worden. Immers, als de voorspellingen/programma’s de werkelijke productie onderschatten, betekent een RTS de facto een curtailment van de hernieuwbare productie in reële tijd. BOP verwijst hierbij naar de definitie van redispatching in de Elektriciteitsverordening die naar ‘beperkingen’ (Nederlandstalige versie) of ‘curtailment’ (
gelstalige versie) verwijst.
eco verwijst naar het verlies aan financiële steun voor offshore wind, gezien deze voor de bestaande windparken rechtstreeks gelinkt is aan het effectief geproduceerde vermogen, met daaraan gelinkt, het risico voor een systematische overschatting van de schedules om een dergelijke afregeling in reële tijd te voorkomen. Hoewel Elia verschillende factoren identificeert die een dergelijke incentive voor het overschatten van de schedules zouden moeten voorkomen, begrijpt de CREG de bezorgdheid dat een producent/SA zou moeten afregelen ten gevolge van een voorspellingsfout. Anderzijds geldt ook dat
kel de voorspelde productie op de groothandelsmarkten kunnen verhandeld worden,
dat het Niet-vertrouwelijk 35/51 aandeel “intrinsieke onzekerheid” tussen de laatste voorspelling
het vermogen beschikbaar in reële tijd in de balanceringstijdshorizon dient te worden gecompenseerd. De “marktwaarde” van het verschil tussen werkelijke
voorspelde productie (MW voorspellingsfout), is dus niet hetzelfde als de marktwaarde van wat voorspeld
verhandeld kon worden. Hiermee dient volgens de CREG dus rekening gehouden te worden bij het bepalen van de baseline voor vergoedingen. Zoals uitgewerkt in paragraaf 66 van huidige beslissing, is het op basis van het huidige regelgevende kader evenwel duidelijk dat de programma’s de baseline vormen voor de bepaling van redispatching
dat – in lijn daarmee - een RTS verzoek niet wordt vergoed. De CREG onderstreept ook – zoals aangegeven door Elia in haar antwoord op de raadpleging – het belang van correcte programma’s als input voor de congestiebeheersprocessen. Indien programma’s overschat worden, zal dit aanleiding geven tot een artificieel hoog aandeel/frequentie van zones met CRI Medium/High
bijgevolg tot (onnodige) redispatch kosten of (onnodige) RTS verzoeken. Dit is onaanvaardbaar
daarom dient de kwaliteit & wijziging van de programma’s door de CREG te worden opgevolgd zoals voorzien in artikel 17
congestiebeheer. De CREG staat open om voor weersafhankelijke eenheden alternatieve baselines voor congestiebeheer te onderzoeken
uit te werken, zoals aangegeven in paragraaf 66 van huidige beslissing,
deze na een positieve evaluatie te integreren in een volgende versie van de T&C SA. 95. Tenslotte onderstreept de CREG in deze context de plicht van Elia om de kwaliteit van de CRIvoorspellingen te waarborgen. De CREG verwijst hierbij naar de vraag van de CREG om de kwaliteit van de CRI-voorspelingen te monitoren
te publiceren, zoals opgenomen in paragraaf 88 van Beslissing (B)2752 betreffende het voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie
congestiebeheer. 4.3.
ergy Bid)
dat bij een ‘niet-conforme activering’ hieraan een financieel gevolg wordt gekoppeld onder de noemer van ‘penaliteiten’ (zoals opgenomen in de geconsulteerde versie van de documenten) of onder de noemer van ‘prikkels’ (zoals opgenomen in de ter goedkeuring bij de CREG ingediende versie) 7. 97. De details van de activatiecontrole, i.e. de bepaling van de ‘RD
ergy Missing’
het daaruit voortvloeiend financiële gevolg, zijn uitgewerkt in respectievelijk Bijlage 8.A
Bijlage 11.A van het Voorstel. De opmerkingen van de marktpartijen BOP, FEBEG
eco betreffen echter in de eerste plaats niet de concrete details maar wel het concept van ‘penalisatie’ voor de, zeker in combinatie met een opkosten gebaseerde vergoeding voor redispatching
het gebrek aan overleg met marktpartijen 7 Zoals verduidelijkt door Elia op pagina 32 van het raadplegingsrapport van 23 oktober 2023, ontbreekt na de inwerkingtreding van de gedragscode elektriciteit op 20 oktober 2022 de juridische basis voor de toepassing van ‘penaliteiten’ in het kader van de T&C SA
de T&C OPA. Elia heeft op basis van deze informatie de term ‘penaliteiten’ vervangen door de term ‘prikkels’, dat een ruimer begrip is dan ‘penaliteiten’ die per definitie een punitief karakter hebben. Echter ook voor de toepassing van ‘prikkels’ ontbreekt volgens de CREG een wettelijk kader. De CREG vindt ook in de artikelen 20, 23
55 van de SOGL
artikel 74 van de CACM waar Elia in het raadplegingsrapport naar verwijst, hier geen wettelijke basis voor terug. De CREG stelt bijgevolg vast dat het wettelijke kader op dit ogenblik voor de T&C OPA
T&C SA uitsluitend de eventuele toepassing van een schadebeding toelaat, namelijk in Artikel 12X
12Y van de gedragscode elektriciteit. Niet-vertrouwelijk 36/51 hierover. De CREG verwijst hiervoor naar de bespreking van de algemene voorafgaande opmerkingen op niveau van iCAROS fase 1 (titel 4.2.1 van huidige beslissing
meer bepaald paragrafen 49
50). 98. De CREG gaat akkoord met het voorstel van Elia om een activeringscontrole uit te voeren zoals uitgelijnd in Artikel II.11 van het Voorstel. De CREG gaat akkoord met de door Elia aangehaalde redenen van netveiligheid
techno-economische efficiëntie. De CREG vraagt dat Elia de resultaten van deze activeringscontrole monitort
op regelmatige basis rapporteert aan de CREG
aan marktpartijen. Afhankelijk van het resultaat van de monitoring
de rapportering, zal uitgemaakt worden of al dan niet een aanpassing van de T&C SA zich opdringt. 4.3.
kele parameters in de formules. Analoog als voor artikel II.11 van het Voorstel,
op basis van dezelfde motivering, gaat de CREG akkoord met de introductie van een controle van terugkeer naar Dagelijks Programma, zoals uitgelijnd in artikel II.12 van het Voorstel. De CREG vraagt dat Elia de resultaten van de controle van terugkeer naar Dagelijks Programma monitort
op regelmatige basis rapporteert aan de CREG
aan marktpartijen. Afhankelijk van het resultaat van deze monitoring
rapportering, zal uitgemaakt worden of al dan niet een aanpassing van de T&C SA zich opdringt. 100. De opmerkingen met betrekking tot de invoering van een prikkel voor de controle van terugkeer naar Dagelijks Programma worden in paragrafen 107 tot 109
paragrafen 115 tot 117 van huidige beslissing behandeld.
kel kan opgelegd worden om de systeemveiligheid van het net te garanderen,
meer specifiek met betrekking tot het congestiebeheer. Het opleggen van een terugkeer naar Dagelijks Programma in elektrische zones met CRI niveau Medium of High is volgens de CREG noodzakelijk, dit evenwel onder de voorwaarde dat de CRI niveaus de effectieve congestierisico’s reflecteren. Het iCAROS-design
de implementatie ervan dient dus evenwichtig te zijn. De CREG ondersteunt daarom de opmerking van BOP in de openbare raadpleging met de vraag naar een transparante evaluatie van de geïdentificeerde congestierisico’s voor elk geval een RTS werd gevraagd. De CREG verwijst in deze context bijkomend naar paragraaf 95, van huidige beslissing. Niet-vertrouwelijk 37/51 4.3.14. Artikel II.13: Volledigheids-
consistentiecontrole van gegevens 103. Marktpartijen hebben tijdens de publieke consultatie over het Voorstel betreffende een controle op de volledigheid
consistentie van de gegevens met mogelijke financiële gevolgen, zowel gereageerd op het principe als op de modaliteiten. 104. De CREG gaat akkoord met het voorstel van Elia om een controle uit te voeren over de volledigheid
consistentie van de gegevens zoals uitgelijnd in Artikel II.13 van het Voorstel. De CREG is van mening dat dergelijke controle noodzakelijk is voor netveiligheid. De monitoring
rapportering hierrond is bovendien een noodzakelijke input voor de evaluatie of definities van de verantwoordelijkheden van de verschillende betrokken partijen
de voorziene processen voor gegevensuitwisseling , adequaat
duidelijk is. De CREG vraagt dat Elia de resultaten van de volledigheids-
consistentiecontrole van gegevens monitort
op regelmatige basis rapporteert aan de CREG
aan marktpartijen Afhankelijk van het resultaat van deze monitoring
rapportering, zal uitgemaakt worden of al dan niet een aanpassing van de T&C SA zich opdringt. 105. De CREG is evenwel van mening dat Artikel II.13 niet volledig is voor wat het operationele niveau betreft. Het is niet duidelijk welke middelen Elia zal inzetten om de SA
de OPA te informeren over een inconsisten
AI-uitleg op basis van de officiële wettekst. Indicatief, vervangt geen juridisch advies.