Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van Elia

Beslissing (B)2752 29 februari 2024 Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van Elia Transmission Belgium N.V. tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer Genomen met toepassing van de artikelen 59.10 van de Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot wijziging van Richtlijn 2012/27/EU en de artikelen 8, §1, 5° en 23, § 2, 36°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt Niet-vertrouwelijk CREG – Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 – www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3

WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 1.
Europees recht ........................................................................................................................ 4 1.1.
Richtlijn (EU) 2019/944 (hierna: de Elektriciteitsrichtlijn) .............................................. 4 1.1.
Verordening (EU) 2019/943 (hierna: “Elektriciteitsverordening”).................................. 4 1.1.
Verordening (EU) 2015/1222 (hierna: “CACM”) ............................................................. 8 1.1.
Verordening (EU) 2016/1719 (hierna: “FCA”) ................................................................. 9 1.1.
Verordening (EU) 2017/1485 (hierna: “SOGL”) ............................................................... 9 1.1.
Verordening (EU) 2017/2195 (hierna: “EBGL”) ............................................................. 10 1.1.
Verordening (EU) 2013/543 (hierna: “Transparantieverordening”) ............................. 10 1.
Belgisch recht ........................................................................................................................ 10 1.2.
De Elektriciteitswet ....................................................................................................... 10 1.2.
De gedragscode elektriciteit .......................................................................................... 12
ANTECEDENTEN............................................................................................................................. 13
RAADPLEGING ............................................................................................................................... 14
ANALYSE VAN HET VOORSTEL ....................................................................................................... 15 4.
Doel van het voorstel ............................................................................................................ 15 4.
Bespreking van de inhoud van het voorstel .......................................................................... 15 4.2.
Algemene opmerkingen luidens beslissing (B)2056 ...................................................... 15 4.2.
Specifieke opmerkingen geformuleerd door de marktpartijen tijdens de openbare raadpleging .................................................................................................................................... 17 4.2.
Inleiding en artikelsgewijze bespreking......................................................................... 20 BESLISSING..................................................................................................................................... 29 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 30 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 31 Niet-vertrouwelijk 2/31 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN ELEKTRICITEIT EN HET GAS (hierna: “CREG”) onderzoekt hierna de aanvraag van Elia Transmission Belgium N.V. (hierna: “Elia”) tot goedkeuring van het voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer (hierna: “Voorstel”). De aanvraag gebeurt op basis van artikel 59.10 van de Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot wijziging van Richtlijn 2012/27/EU (hierna: “Richtlijn (EU) 2019/944”), artikel 8, §1, 5°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: “Elektriciteitswet”) en artikel 122, van de gedragscode 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). De aanvraag tot goedkeuring werd door Elia bij de CREG per brief van 30 oktober 2023, opgesteld in het Frans, ingediend. Aan de brief zijn voor huidige beslissing volgende bijlagen gehecht: - Regels voor de coördinatie en congestiebeheer in het Nederlands, Frans en Engels (Bijlage 1 van huidige beslissing); - Raadplegingsrapport betreffende onder meer de regels voor de coördinatie en congestiebeheer, in het Engels (Bijlage 2 van huidige beslissing). Gelijktijdig heeft Elia met haar brief van 30 oktober 2023 bij de CREG ingediend voor goedkeuring een voorstel tot wijziging betreffende de: - Modaliteiten en Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor Beschikbaarheidsplanning (T&C OPA), in het Nederlands, Frans en Engels; de Niet- - Modaliteiten en Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor de Programma-agent (T&C SA), in het Nederlands, Frans en Engels. Beide voornoemde voorstellen maken het voorwerp van een aparte beslissing uit. 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 voor de regels voor coördinatie en congestiebeheer. Tot slot, bevat het vijfde deel de beslissing over het Voorstel. De onderhavige beslissing werd door het Directiecomité van de CREG genomen op 29 februari
Niet-vertrouwelijk 3/31
WETTELIJK KADER 1.
EUROPEES RECHT 1.1.
Richtlijn (EU) 2019/944 (hierna: de Elektriciteitsrichtlijn)
Artikel 59.10, van de Elektricteitsrichtlijn bepaalt: “De regulerende instanties monitoren het congestiebeheer van de nationale elektriciteitssystemen, inclusief interconnectoren, en de uitvoering van de regels inzake congestiebeheer. Hiertoe leggen de transmissiesysteembeheerders of marktdeelnemers hun regels inzake congestiebeheer, inclusief de toewijzing van capaciteit, aan de regulerende instanties ter goedkeuring voor. De regulerende instanties mogen verzoeken om wijzigingen in deze regels.” De CREG laat gelden dat dit artikel nog niet volledig is omgezet in de Elektriciteitswet. Echter, aangezien Elia in haar brief van 30 oktober 2023 expliciet aan de CREG vraagt om haar voorstel van de regels voor coördinatie en congestiebeheer goed te keuren op basis van onder meer artikel 59.10, van de Elektriciteitsrichtlijn, mag de CREG zich beroepen op artikel 59.10, van de Elektriciteitsrichtlijn voor de goedkeuring van het voorstel. 1.1.
Verordening (EU) 2019/943 (hierna: “Elektriciteitsverordening”)
In het kader van de regels voor de coördinatie en congestiebeheer zijn de volgende overwegingen en artikelen van de Elektriciteitsverordening relevant: Overwegingen

(16),

(17),

(19),

(30),

(33)en

(34), artikel 2

(4)en 2

(6), artikel 7

(2)en artikelen 12 tot en met 17. 3. Artikel 2

(4)van de Elektriciteitsverordening definieert congestie als volgt: "congestie": een situatie waarin niet aan alle verzoeken van marktdeelnemers betreffende handel tussen netgebieden kan worden voldaan, aangezien de fysieke stromen op de netelementen die niet in deze stromen kunnen voorzien daardoor in aanzienlijke mate zouden worden getroffen;” Uit deze definitie blijkt dat congestie intrinsiek verbonden is aan handel tussen netgebieden. De Elektriciteitsverordening start dan ook voor wat betreft de aspecten gelinkt aan congestiebeheer in Overwegingen

(16)en

(17)met de principes voor zoneoverschrijdende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer op de day-ahead- en intradaymarkten en de langetermijnmarkten. 4. Overweging

(19)van de Elektriciteitsverordening specifieert dat adequate biedzones een hoeksteen voor efficiënt congestiebeheer vormen: “Biedzones die de spreiding van vraag en aanbod weerspiegelen, zijn een hoeksteen van de marktgebaseerde elektriciteitshandel en zijn een voorwaarde voor de verwezenlijking van het volledige potentieel van capaciteitstoewijzingsmethoden, inclusief de stroomgebaseerde aanpak. De biedzones moeten daarom zodanig worden vastgesteld dat marktliquiditeit, een efficiënt congestiebeheer en een doeltreffende algemene marktwerking zijn gewaarborgd. (…)” 5. Overweging

(30)van de Elektriciteitsverordening verduidelijkt het belang van een betrouwbare afbakening van biedzones teneinde een efficiënt beheer en efficiënte planning van het elektriciteitsnet te waarborgen: Niet-vertrouwelijk 4/31 “Om ervoor te zorgen dat noodzakelijke investeringen doelgericht zijn, moeten de prijzen signalen teweegbrengen waar elektriciteit het meest nodig is. In een op zones gebaseerd elektriciteitssysteem is een coherente, objectieve en betrouwbare afbakening van de biedzones via een transparant proces nodig om tot correcte locatie-specifieke signalen te komen. Teneinde een efficiënt beheer en efficiënte planning van het Unie-elektriciteitsnet te waarborgen en te zorgen voor doeltreffende prijssignalen betreffende nieuwe productiecapaciteit, vraagrespons- en transmissie-infrastructuur, moeten de biedzones structurele congestie weerspiegelen. In het bijzonder mag zoneoverschrijdende capaciteit niet worden gereduceerd teneinde interne congestie aan te pakken.” 6. Structurele congestie wordt in artikel 2 van de Elektriciteitsverordening gedefinieerd als: "structurele congestie": congestie in het transmissiesysteem die ondubbelzinnig kan worden gedefinieerd, voorspelbaar en in geografisch opzicht langdurig stabiel is alsmede herhaaldelijk onder normale elektriciteitssysteemomstandigheden voorkomt; Overweging

(31)van de Elektriciteitsverordening voorziet twee opties om congesties tegen te gaan: “Om de uiteenlopende beginselen te weerspiegelen, namelijk het optimaliseren van biedzones zonder liquide markten en netinvesteringen in het gedrang te brengen, moet worden voorzien in twee opties om congesties tegen te gaan. De lidstaten moeten kunnen kiezen tussen de splitsing van een biedzone of maatregelen zoals netverzwaring en netoptimalisering. Uitgangspunt voor een dergelijke beslissing dient te zijn dat door de transmissiesysteembeheerder(s) van een lidstaat, in een verslag van het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders (het "ENTSB voor elektriciteit") of bij de herziening van de biedzone wordt vastgesteld dat zich structurele congestie op lange termijn zal voordoen. (…)” 7. Overweging

(34)van de Elektriciteitsverordening vat de hierboven uitgelichte overwegingen samen: “Het beheer van congestieproblemen moet aan transmissiesysteembeheerders en marktdeelnemers de juiste economische signalen geven en op marktmechanismen gebaseerd zijn.” 8. Verder zijn ook de artikelen 6

(1), 6

(3), 7

(2)en artikelen 12 tot en met 17 van de Elektriciteitsverordening van toepassing op de regels over de coördinatie van technische eenheden en congestiebeheer. In het kader van deze beslissing worden artikelen 7

(2), 13, 14

(1)en 16

(1)hier hernomen. 9. Artikel 7

(2)van de Elektriciteitsverordening bepaalt dat: 2.Day-ahead- en intradaymarkten:

a)zijn zodanig georganiseerd dat deze niet-discriminerend zijn;
b)zorgen ervoor dat alle marktdeelnemers zo goed mogelijk in staat zijn onbalansen te beheren;
c)zorgen ervoor dat alle marktdeelnemers over optimale mogelijkheden beschikken om binnen een tijdsspanne die realtime zo dicht mogelijk benadert in alle biedzones deel te nemen aan zoneoverschrijdende handel;
d)bieden prijzen die de fundamentele kenmerken van de markten weerspiegelen, met inbegrip van de realtimewaarde van energie, en waarop de marktdeelnemers kunnen vertrouwen wanneer zij overeenstemming bereiken over indekkingsproducten op lange termijn;
e)waarborgen de operationele veiligheid, waarbij tegelijkertijd een maximaal gebruik van de transmissiecapaciteit mogelijk wordt gemaakt; Niet-vertrouwelijk 5/31
f)zijn transparant, waarbij tegelijkertijd het vertrouwelijke karakter van commercieel gevoelige informatie wordt beschermd, en zorgen ervoor dat handel op anonieme wijze plaatsvindt;
g)maken geen onderscheid tussen handel binnen een biedzone en handel tussen biedzones, en
h)zijn zodanig georganiseerd dat alle marktdeelnemers afzonderlijk of door middel van aggregatie toegang hebben tot de markt. 10. Artikel 13 van de Elektriciteitsverordening bepaalt dat: 1.Redispatching van productie en redispatching van vraagrespons is gebaseerd op objectieve, transparante en niet-discriminerende criteria. Redispatching staat open voor alle productietechnologieën, energieopslag en 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-, energieopslag- 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, energieopslag en vraagrespons mag uitsluitend worden gebruikt, voor zover dat:
a)er geen marktgebaseerd alternatief beschikbaar is;
b)alle beschikbare marktgebaseerde middelen zijn gebruikt;
c)het aantal beschikbare elektriciteitsproductie-, energieopslag- 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 en voorspelbare wijze tot congestie dat marktgebaseerde redispatching zou resulteren in regelmatige strategische biedingen, die het niveau van interne congestie zouden verhogen, en 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 en distributiesysteembeheerders leggen ten minste jaarlijks een verslag voor aan de bevoegde regulerende instantie over:
a)de mate van ontwikkeling en effectiviteit van marktgebaseerde redispatchingsmechanismen voor elektriciteitsproductie-, energieopslagen vraagresponsinstallaties;
b)de redenen, volumes in MWh en soorten productiebronnen die onderhevig zijn aan redispatching;
c)de maatregelen die zijn getroffen om de behoefte aan neerwaartse dispatching van productie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, in de toekomst terug te dringen, met inbegrip van investeringen in de digitalisering van de infrastructuur van het net en in diensten die de flexibiliteit vergroten. De regulerende instantie dient het verslag in bij ACER en maakt een samenvatting van de in de onder a),
b)en
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 en veiligheid van het net en uitgaande van door de regulerende instanties vastgestelde transparante en Niet-vertrouwelijk 6/31 niet-discriminerende criteria, zorgen distributiesysteembeheerders ervoor dat: de transmissiesysteembeheerders en de
a)de transmissienetten en de distributienetten in staat zijn tot transmissie van uit hernieuwbare energiebronnen 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 en overeenkomt met ten hoogste 5 % van de jaarlijks opgewekte elektriciteit in installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken en die rechtstreeks zijn aangesloten op hun respectieve net, tenzij anders bepaald door een lidstaat waar de elektriciteit uit elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, ten minste 50 % van het bruto jaarlijks eindverbruik van elektriciteit bedraagt;
b)passende netgerelateerde en marktgerelateerde operationele maatregelen worden getroffen teneinde neerwaartse redispatching van uit hernieuwbare energiebronnen of door middel van hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geproduceerde elektriciteit tot een minimum te beperken;
c)hun netten voldoende flexibel zijn zodat zij in staat zijn om hun netten te beheren. 6.Wanneer niet-marktgebaseerde neerwaartse redispatching wordt gebruikt, zijn de volgende beginselen van toepassing:
a)elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen 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 energiebronnen 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 energiebronnen 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)en
c)wordt naar behoren en 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-, energieopslag- of vraagresponsinstallatie waarvoor redispatching plaatsvindt, behalve in het geval producenten die een aansluitovereenkomst hebben aanvaard waarin de vaste levering van energie 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:
a)aanvullende exploitatiekosten als gevolg van redispatching, zoals aanvullende brandstofkosten in het geval van opwaartse redispatching, of back-up-warmtevoorziening in het geval van neerwaartse redispatching van elektriciteitsproductie-installaties die hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken; Niet-vertrouwelijk 7/31
b)de netto-inkomsten van de verkoop van elektriciteit op de day-aheadmarkt die de elektriciteitsproductie-, energieopslag- of vraagresponsinstallatie zou hebben geproduceerd zonder het verzoek om redispatching; wanneer financiële ondersteuning wordt verleend aan elektriciteitsproductie-, energieopslag- 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. 11. Artikel 14

(1)bepaalt dat: 1.De lidstaten nemen alle nodige maatregelen om congestie aan te pakken. Biedzonegrenzen zijn gebaseerd op structurele congestie op lange termijn in het transmissienet. Biedzones omvatten die structurele congestie niet tenzij zij geen effect hebben op aangrenzende biedzones of hun effect bij wijze van tijdelijke vrijstelling wordt beperkt door het gebruik van corrigerende maatregelen en die structurele congesties niet leiden tot vermindering van zoneoverschrijdende handelscapaciteit overeenkomstig de vereisten van artikel

De configuratie van biedzones in de Unie wordt zodanig vastgesteld dat de economische efficiëntie en de zoneoverschrijdende handelsmogelijkheden overeenkomstig artikel 16 worden gemaximaliseerd, terwijl de voorzieningszekerheid in stand wordt gehouden. De Belgische wetgever heeft de mogelijkheid om in de Elektriciteitswet maatregelen te nemen inzake congestie, nog niet benut.
Artikel 16 van de Elektriciteitsverordening omvat de algemene beginselen inzake capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. Artikel 16

(1)bepaalt dat: 1.Congestieproblemen van het netwerk worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktdeelnemers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Netcongestieproblemen dienen te worden opgelost door middel van transacties losstaande methoden, met name methoden waarbij geen keuze tussen de contracten van afzonderlijke marktdeelnemers behoeft te worden gemaakt. Wanneer de transmissiesysteembeheerder operationele maatregelen treft om te waarborgen dat zijn transmissiesysteem in de normale toestand blijft, houdt hij rekening met het effect van deze maatregelen op aangrenzende regelzones en coördineert hij deze maatregelen met andere betrokken transmissiesysteembeheerders overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222. 1.1.3. Verordening (EU) 2015/12221 (hierna: “CACM”) 13. De regels over de coördinatie van technische eenheden en congestiebeheer dienen te voldoen aan de algemene doelstellingen van CACM, opgenomen in artikel 4 van CACM. In het bijzonder, maar niet uitsluitend, zijn de volgende artikelen met betrekking tot de capaciteitsberekening relevant: artikel 17, artikel 19 en artikel 28 met betrekking tot het opstellen van de individuele en gemeenschappelijke netwerkmodellen in day-ahead en intraday, artikel 20 en artikel 21 met betrekking tot de stroomgebaseerde capaciteitsberekeningsmethodologie, artikel 23 met betrekking tot de operationele veiligheidsgrenzen, onvoorziene gebeurtenissen en toewijzingsbeperkingen, artikel 25 met betrekking tot het vaststellen van de beschikbare remediërende acties in de capaciteitsberekening en artikel 26 met betrekking tot de validatie van zoneoverschrijdende capaciteit. 1 Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer Niet-vertrouwelijk 8/31 Daarnaast zijn ook artikel 35, van de CACM met betrekking tot de gecoördineerde redispatching en compensatiehandel relevant. Tenslotte dienen de regels over de coördinatie van technische eenheden en congestiebeheer ook rekening te houden met de vastgelegde timing en procedures in het kader van het eenvormige dayahead koppelingsproces (artikel 46 tot en met artikel 50, van de CACM) en het eenvormige intradaykoppelingsproces (artikel 58 tot en met artikel 60, van de CACM). Verordening (EU) 2016/17192 (hierna: “FCA”) 1.1.4. 14. In het kader van deze regels over de coördinatie van technische eenheden en congestiebeheer, zijn onder meer, maar niet uitsluitend, artikel 9 tot en met artikel 15 relevant die betrekking hebben tot de tijdsbestekken en methodologieën voor de capaciteitsberekening voor de jaarlijkse en maandelijkse tijdsbestekken. Verordening (EU) 2017/14853 (hierna: “SOGL”) 1.1.5. 15. Artikel 55 van de SOGL bepaalt dat “Elke TSB is verantwoordelijk voor de operationele veiligheid van zijn regelzone en zorgt met name voor het volgende:

a)ontwikkelen en toepassen van netwerkbeheertools die relevant zijn voor zijn regelzone en verband houden met realtimebeheer en operationele planning;
b)ontwikkelen en toepassen van tools voor het voorkomen en herstellen van storingen;
c)gebruikmaken van de diensten van derden, indien van toepassing via aanbestedingen, zoals redispatching of compensatiehandel, congestiebeheersdiensten, productiereserves en andere ondersteunende diensten;
d)zich houden aan het indelingssysteem voor incidenten dat overeenkomstig artikel 8, lid 3, onder a), van Verordening (EG) nr. 714/2009 is vastgesteld door het ENTSB voor elektriciteit en bij het ENTSB voor elektriciteit de informatie indienen die vereist is voor het opstellen van het indelingssysteem voor incidenten, en
e)op jaarbasis bijhouden in hoeverre de krachtens
a)en
b)vastgestelde netwerkbeheertools passend zijn voor handhaving van de operationele veiligheid. Elke TSB stelt vast welke verbeteringen van die netwerkbeheertools noodzakelijk zijn, met inachtneming van de jaarverslagen die door het ENTSB voor elektriciteit zijn opgesteld op basis van het indelingssysteem voor incidenten overeenkomstig artikel 15. Eventuele vastgestelde verbeteringen worden vervolgens door de TSB aangebracht. 16. De regels voor de coördinatie en congestiebeheer dienen ook te voldoen aan de bepalingen en randvoorwaarden die volgen uit de artikelen van de SOGL betreffende de verantwoordelijkheden, rechten en plichten van de TSB inzake congestiebeheer en operationele veiligheid (artikelen 18 – 23, 32 – 35 en 72 – 80); de niet-beschikbaarheidsplanning van technische eenheden (artikelen 82 – 103) en de uitwisseling van programma’s van technische eenheden (artikelen 110 – 112). 2 Verordening (EU) 2016/1719 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing op de lange termijn 3 Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen Niet-vertrouwelijk 9/31 Verordening (EU) 2017/21954 (hierna: “EBGL”) 1.1.6. 17. Artikel 30

(1)

b)van de EBGL met betrekking tot de methodologie om de prijs te bepalen prijsstelling voor balanceringsenergie voor de balanceringsenergie die het resultaat is van de activering van balanceringsenergiebiedingen voor het frequentieherstelproces en voor het reservevervangingsproces, bepaalt het volgende: Deze methodologie:
a)is gebaseerd op marginale prijsstelling (pay-as-cleared);
b)definieert hoe de activering van balanceringsenergiebiedingen die zijn geactiveerd voor andere doeleinden dan balancering van invloed is op de prijs van balanceringsenergie, waarbij er eveneens op wordt toegezien dat in ieder geval balanceringsenergiebiedingen die zijn geactiveerd voor intern congestiebeheer niet de marginale prijs van balanceringsenergie bepalen;
c)stelt minstens één prijs voor balanceringsenergie vast, voor elke periode voor onbalansverrekening;
d)geeft correcte prijssignalen en prikkels aan marktdeelnemers;
e)houdt rekening met intradaytijdsbestekken. de prijsstellingsmethode in de day-ahead- en Verordening (EU) 2013/5435 (hierna: “Transparantieverordening”) 1.1.7. 18. Artikel 13 van de Transparantieverordening specifieert welke informatie met betrekking tot congestiebeheersmaatregelen de TNB aan ENTSO-e moet toezenden. 1.2. BELGISCH RECHT 1.2.1. De Elektriciteitswet 19. Artikel 8, §1, tweede lid, van de elektriciteitswet bepaalt: “De netbeheerder staat in voor de exploitatie, het onderhoud en de ontwikkeling van het transmissienet, met inbegrip van de koppellijnen daarvan naar andere elektriciteitsnetten, teneinde de continuïteit van de voorziening te waarborgen. Hiertoe wordt de netbeheerder onder meer met de volgende taken belast : 4° het beheren van de elektriciteitsstromen op het net met inachtneming van de uitwisselingen met andere onderling verbonden netten, en in het kader hiervan, het verzekeren van de coördinatie van het beroep op de productie-installaties en de bepaling van het aanwenden van de interconnecties met het oog op het verzekeren van een bestendig evenwicht van de elektriciteitsstromen die voortvloeien uit vraag en aanbod van elektriciteit; 4 Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen 5 Verordening (EU) 2016/1719 van de Commissie betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten Niet-vertrouwelijk 10/31 5° het verzekeren van de coördinatie van het beroep op de productie-installaties en de bepaling van het aanwenden van interconnecties op basis van objectieve criteria die door de commissie worden goedgekeurd. Deze criteria houden rekening met :
a)de economische rangorde van de elektriciteit afkomstig van de beschikbare productieinstallaties of overdrachten door middel van interconnecties, evenals met de voor het net geldende technische beperkingen;
b)de voorrang die moet worden gegeven aan de productie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken, in de mate dat een veilig beheer van het transmissienet dit toelaat en op basis van transparante en niet-discriminerende criteria, evenals aan de installaties voor gecombineerde opwekking van warmte en elektriciteit. De Koning kan, na advies van de commissie en na overleg met de Gewesten, de criteria preciseren die door een productie-installatie die hernieuwbare energiebronnen aanwendt moeten worden nageleefd om te kunnen genieten van deze voorrang en de technische en financiële voorwaarden bepalen die ter zake moeten worden toegepast door de netbeheerder;
c)het tot een minimum beperken van de belemmeringen voor uit hernieuwbare energiebronnen geproduceerde elektriciteit;
d)de te geven voorrang, omwille van de bevoorradingszekerheid, aan productie-installaties die binnenlandse brandstofbronnen voor primaire energie gebruiken, met een beperking van 15 % van de totale hoeveelheid primaire energie die nodig is om de in België in de loop van één kalenderjaar verbruikte energie te produceren;” 20. De Elektriciteitswet bepaalt daarnaast in artikel 23, § 2, 36°: “De commissie is belast met een raadgevende taak ten behoeve van de overheid inzake de organisatie en werking van de elektriciteitsmarkt, enerzijds, en met een algemene taak van toezicht en controle op de toepassing van de betreffende wetten en reglementen, anderzijds. Te dien einde zal de commissie : 36° toezien op het congestiebeheer van het transmissienet, met inbegrip van de interconnecties, en de invoering van de regels voor het congestiebeheer. De commissie brengt de Algemene Directie Energie hiervan op de hoogte. De netbeheerder dient bij de commissie, ten behoeve van dit punt, zijn ontwerp van regels voor congestiebeheer in, met inbegrip van de toewijzing van capaciteit. De commissie kan hem op een met redenen omklede wijze verzoeken om zijn regels te wijzigen, met inachtneming van de congestieregels die werden vastgelegd door de buurlanden waarvan de interconnectie betrokken is en in samenspraak met het ACER;” Betreffende de goedkeuringsbevoegdheid van de CREG verwijst de CREG naar paragraaf 1 van huidige beslissing. Niet-vertrouwelijk 11/31 1.2.2. 21. De gedragscode elektriciteit Artikel 122 van de gedragscode elektriciteit bepaalt verder: “Onverminderd het behoud van de integriteit, de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet en mogelijke andere operationele verantwoordelijkheden waarmee de transmissienetbeheerder krachtens het technisch reglement belast is met betrekking tot het transmissienet, neemt de transmissienetbeheerder de maatregelen waarover hij beschikt voor het congestiebeheer, overeenkomstig de congestiebeheersregels goedgekeurd door de CREG overeenkomstig artikel 23, § 2, tweede lid, 36°, van de wet en ziet toe op de naleving van de toepasselijke wettelijke bepalingen op het vlak van de volgorde van gebruik van die maatregelen en, in voorkomend geval, de prioriteitsregels voor elektriciteitsproductie-eenheden die gebruik maken van hernieuwbare energiebronnen, of aan eenheden van warmtekrachtkoppeling, zoals bepaald in het technisch reglement;” 22. Artikel 240 van de gedragscode onder Titel 11.2. Overgangsbepalingen bepaalt verder: “De type-overeenkomsten bedoeld in artikel 3, de balanceringsregels en de regels voor congestiebeheer, goedgekeurd door de CREG met toepassing van de wet en/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.” Niet-vertrouwelijk 12/31 2. ANTECEDENTEN 23. Op 4 maart 2021 heeft de CREG bij beslissing (B)2056 het voorstel van Elia voor de regels voor coördinatie en congestiebeheer goedgekeurd. Het goedgekeurd voorstel beschrijft de operationele regels die Elia toepast om de technische eenheden te coördineren die onderworpen zijn aan nietbeschikbaarheidsplanning en aan programmaverplichtingen, evenals de regels voor het beheer van congestierisico’s. 24. Per brief van 30 oktober 2023 heeft Elia een voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer ingediend bij de CREG voor goedkeuring in het Nederlands, Engels en het Frans (hierna: “Voorstel”). (Bijlage I, van huidige beslissing). 25. Het Voorstel introduceert verschillende wijzigingen ten opzichte van de huidige goedgekeurde regels voor coördinatie en congestiebeheer. Dit Voorstel wordt ingediend samen met de voorstellen van wijziging van de voorwaarden en methodologieën voor de verantwoordelijke voor de nietbeschikbaarheidsplanning (hierna: “T&C OPA”) en de voorwaarden en methodologieën van de programma-agent of scheduling agent (hierna: “T&C SA”), goedgekeurd door de CREG op 11 december 2020 in respectievelijk de beslissingen (B)2058 en (B)2057. 26. Volgens Elia moeten de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer begrepen worden als zijnde contextueel. Met andere woorden, rechten en plichten van ELIA om het netwerk op een veilige manier te beheren, gezien de impact en het gebruik van verschillende activiteiten en ondersteunende diensten. Het heeft dus een transversale toepassing. 27. Het Voorstel samen met de voorstellen tot wijziging van de T&C OPA, T&C SA introduceren verschillende wijzigingen ten opzichte van de huidige situatie en moeten volgens Elia beschouwd worden als een laatste fase in de overgangsperiode (hierna: “iCAROS fase 1”) die beëindigd zal worden met de invoering van de nieuwe designelementen voorzien in een volgende fase (hierna: “iCAROS fase 2”), zoals globaal voorgesteld door Elia in het kader van het iCAROS-project6. 28. Tijdens iCAROS fase 1 gelden nog de overgangsbepalingen gedefinieerd in Artikel 240 van de gedragscode elektriciteit en is nog geen volledige conformiteit met het Europese en Belgische wettelijke kader bereikt. Deze conformiteit met het wettelijke kader zal pas bereikt worden met de implementatie van iCAROS fase 2. Elia heeft daarom op vraag van de CREG een planning opgesteld voor de uitwerking en implementatie van iCAROS fase 2. Deze planning werd samen met het Voorstel en de voorstellen tot wijziging van T&C OPA, T&C SA ter consultatie voorgelegd aan de marktpartijen7. 29. Tenslotte is in 2023 ook de noodzaak voor het uitwerken van een regelgevend kader voor aansluitingen met een flexibele toegang vastgesteld. Dit regelgevende kader dient in 2024 uitgewerkt te worden en zal ook aanleiding geven tot wijzigingen van de regels voor coördinatie en congestiebeheer. 6 iCAROS = integrated Coordination of Assets for Redispatching and Operational Security. Informatie over het implementatieproject iCAROS en de ontwerpnota’s zijn terug te vinden op https://www.elia.be/nl/users-group/werkgroepbalancing/taskforce-icaros 7 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 Engels) Niet-vertrouwelijk 13/31 3. RAADPLEGING 30. Elia heeft over het Voorstel een openbare raadpleging georganiseerd van 6 juni 2023 tot 25 augustus 2023, hetzij ruim elf weken. 31. De openbare raadpleging gebeurde gelijktijdig met de voorstellen tot wijziging van de T&C SA en T&C OPA. Ook de planning en de inhoud van iCAROS fase 2 zijn ter raadpleging voorgelegd. Tot slot, werd bij de raadpleging ook een verklarende nota in het Engels toegevoegd8. 32. Tijdens de openbare raadpleging heeft Elia zes niet-vertrouwelijke reacties ontvangen en dit van de volgende belanghebbenden: - Belgisch offshore-platform (BOP); - Centrica; - Eneco Energy Trade BV; - Febeg; - Febeliec; - Zandvliet Power N.V. Het raadplegingsrapport (Bijlage 2 van huidige beslissing) bespreekt de individuele opmerkingen. 33. De CREG zal de opmerkingen en de antwoorden van de marktpartijen en Elia nader onderzoeken in deel 4 van huidige beslissing, voor zover de CREG het niet eens zou zijn met de opmerking van de marktpartij en/of het antwoord van Elia op een opmerking van een marktpartij. De opmerkingen en antwoorden opgenomen in het raadplegingsrapport waarmee de CREG het eens is, worden in huidige beslissing niet hernomen. 34. Rekening houdend met wat voorafgaat, beslist het directiecomité van de CREG, op grond van artikel 23, § 1, van zijn huishoudelijk reglement, in het kader van de onderhavige beslissing, om, met toepassing van artikel 40, 2°, van zijn huishoudelijk reglement geen raadpleging te organiseren, omdat Elia al een openbare raadpleging van 6 juni 2023 tot en met 25 augustus 2023 heeft georganiseerd. Deze raadpleging wordt door de CREG als een effectieve openbare raadpleging beschouwd aangezien deze raadpleging op de website van Elia plaatsvond, gemakkelijk toegankelijk was vanuit de startpagina van deze website en voldoende gedocumenteerd was. Bovendien werd door Elia ook een workshop hierover georganiseerd op 8 februari 2023 en werd er door Elia een mailing gestuurd aan 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 en bijgevolg huidige beslissing niet onderworpen moet worden aan een openbare raadpleging. 8 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 Engels) Niet-vertrouwelijk 14/31 4. ANALYSE VAN HET VOORSTEL 4.1. DOEL VAN HET VOORSTEL 35. De regels voor de coördinatie en het congestiebeheer beschrijft de rechten en plichten van ELIA om het netwerk op een veilige manier te beheren. De reikwijdte van deze regels zijn de coördinatie van technische eenheden, het beheer van congesties op nationaal niveau en het beheer van congesties op internationaal niveau voor zover niet beschreven in de Europese voorwaarden of methodologieën overeenkomstig CACM, FCA of SOGL of voor zover ter ondersteuning van of complementair aan deze Europese voorwaarden of methodologieën. Gezien de impact van de toepassing van verschillende activiteiten door Elia op de ondersteunende diensten, hebben deze regels voor de coördinatie en het congestiebeheer een transversale toepassing op de type-overeenkomsten bedoeld in artikel 3, §1, van de gedragscode elektriciteit en waarmee dus rekening moet worden gehouden. 36. Het Voorstel introduceert nieuwe designelementen ten opzichte van de huidige situatie zoals deze door Elia toegepast worden en die door de CREG zijn goedgekeurd in haar beslissing (B)2056 van 4 maart 2021. Daarnaast worden aanpassingen doorgevoerd in lijn met de aanpassingen die de CREG gevraagd heeft in haar beslissing (B)2056. 37. De nieuwe designelementen zijn, ten eerste, het afschaffen van het concept van ‘Red Zones’ en de introductie van het concept ‘Congestion Risk Indicator (CRI)’. In tegenstelling tot een Red Zone kan een CRI Low, Medium of High zijn en wordt het minstens 3 maal per dag geupdated. Een tweede aanpassing is de methodologie voor de bepaling van de elektrische zones met als principe dat frequent gecongestioneerde netelementen de grenzen van de elektrische zones dienen te bepalen. Daarnaast stelt Elia aanpassingen voor op niveau van het compensatiemechanisme voor redispatching en om de mogelijkheid tot toegang aan de intradaymarkt voor het compenseren van compensatiehandel met het Verenigd Koninkrijk, te schrappen. 38. Zoals voor de T&C OPA en T&C SA geldt, zullen ook de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer grondig herzien moeten worden in het kader van het iCAROS-project fase 2 en 3 (paragraaf 27, van huidige beslissing). Bovendien is ook een herziening vereist in het kader van de uitwerking van een regelgevend kader voor eenheden met flexibele toegang (paragraaf 29 van huidige beslissing). Deze herzieningen zullen telkens moeten worden geconsulteerd en opnieuw ter goedkeuring aan de CREG worden voorgelegd. 4.2. BESPREKING VAN DE INHOUD VAN HET VOORSTEL 4.2.1. Algemene opmerkingen luidens beslissing (B)2056 39. In haar beslissing (B)2056 van 4 maart 2021 vraagt de CREG aan Elia om in het kader van het gepland voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer in het kader van het iCAROS-project rekening te houden met de opmerkingen geformuleerd in paragrafen 41, 43, 44, 45, 46, 47, 53, 57, 58, 67, 79, 82 et 103 van beslissing (B)2056. Niet-vertrouwelijk 15/31 40. De CREG stelt vast dat Elia in het voorstel de volgende aanpassingen heeft doorgevoerd om aan de opmerkingen tegemoet te komen: Ten eerste is Overweging

(25)opgenomen in de huidige regels voor coördinatie en congestiebeheer, in het Voorstel geschrapt. Deze overweging stipuleerde dat in het geval van inconsistentie tussen de T&C’s van de ondersteunende diensten en de regels voor de coördinatie en congestiebeheer, deze laatste voorrang hebben tenzij expliciet anders gedefinieerd in de regels. De CREG gaat akkoord met het schrappen van deze overweging aangezien het niet duidelijk was welke de concrete impact van deze clausule is op de contractuele verplichtingen van Elia en/of de contractant afgesloten in het kader van de type-overeenkomsten voor de ondersteunende diensten. De CREG is van mening dat hiermee voldaan is aan de opmerkingen geformuleerd in paragrafen 43, 44, 45 en 46 van CREG beslissing (B)

Ten tweede is Artikel 8 ‘Criteria voor aanvaardbare kosten’ opgenomen in de huidige regels voor coördinatie en congestiebeheer, in het Voorstel geschrapt. Ook de expliciete bepalingen die een rechtstreekse impact hebben op de rechten en de plichten van de OPA en de SA opgenomen in Artikel 6 ’Regels voor het aanvragen van een wijziging van een beschikbaarheidsstatus’ en Artikel 7 ‘Regels voor het aanvragen van een Must-Run of een May-Not-Run’, zijn geschrapt en vervangen door verwijzingen naar de respectievelijke T&Cs. De CREG gaat akkoord met deze aanpassingen en is van mening dat hiermee voldaan is aan de opmerkingen geformuleerd in paragrafen 46, 72, 76 van CREG beslissing (B)
De CREG stelt daarentegen vast dat er geen of onvoldoende wijzigingen zijn doorgevoerd om aan de andere opmerkingen van de beslissing (B)2056 tegemoet te komen: Ten eerste vraagt de CREG in paragraaf 57 van de beslissing (B)2056 om de bespreking van de regels voor congestiebeheer uit te breiden naar de nationale processen die vóór day-ahead of na intraday plaatsvinden en dus de principes en specifieke uitwerking voor de multi-week-ahead en close-to-real time/balancing/real-time uit te werken alsook speciale procedures zoals het Emergency Alert Systeem dat niet in internationale methodologieën zijn opgenomen. De CREG vindt deze aspecten niet voldoende terug in het voorstel van Elia. De CREG is van mening dat bijgevolg niet voldaan is aan de opmerking geformuleerd in paragraaf 57 van CREG beslissing (B)2056 en vraagt Elia om in een volgend voorstel tot wijziging van regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hieraan gevolg te geven. Ten tweede stelt de CREG vast dat Elia in Artikel 8 ‘Doel van het congestiebeheer’ van het Voorstel een verwijzing heeft toegevoegd naar de Europese methodologieën voor het opstellen van netmodellen conform de Europese netcodes CACM en SOGL en de methodologie voor de toepassing van Dynamic Line Rating (DLR) door Elia. De CREG is van mening dat dit slechts in beperkte mate voldoet aan de vraag van de CREG gesteld in paragraaf 58 van beslissing (B)2056 om de aspecten van het opstellen van individuele netmodellen en bijhorende kwaliteitscontrole en regels voor DLR voor de verschillende tijdshorizonten en processen in detail uit te werken en in de regels zelf op te nemen. Voor wat het individueel netmodel betreft, merkt de CREG op dat in het kader van een CREG incentive “Improvement of the quality of input data for congestion management”9 Elia in 2022 een rapport heeft gepubliceerd die deze aspecten grotendeels behandelt en waar op verder gewerkt dient te worden. 9 Zie CREG beslissing (B)658E/73 Niet-vertrouwelijk 16/31 De CREG is bijgevolg van mening dat niet voldaan is aan de opmerking geformuleerd in paragraaf 58 van CREG beslissing (B)2056 en vraagt Elia om in een volgend voorstel tot wijziging van regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hieraan gevolg te geven. Ten derde stelt de CREG vast dat Artikel 15 ‘Op kosten gebaseerde redispatching in het Voorstel niet gewijzigd is. De eerste paragraaf in dit artikel bevat een algemene verwijzing naar Artikel 13.3 van de Elektriciteitsverordening die vier concrete gevallen stipuleert waarbij de toepassing van niet-marktgebaseerde redispatching toegelaten is. De CREG merkt op dat Elia niet aangeeft op basis van welke concreet geval Elia zich beroept om een afwijking van een markt-gebaseerde redispatching te motiveren. De CREG is van mening dat bijgevolg niet voldaan is aan de opmerking geformuleerd in paragraaf 53 van CREG beslissing (B)2056 en vraagt Elia om in een volgend voorstel tot wijziging van regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hieraan gevolg te geven. M.a.w. de CREG vraagt dat Elia voorafgaand aan de introductie van een gewijzigde voorstel een rapport opstelt waarin Elia de keuze voor een markt-gebaseerde dan wel een niet-markt-gebaseerde redispatching onderbouwt en dit voorlegt aan marktpartijen voor raadpleging. De CREG verwijst hierbij ook naar de wettelijke verplichting van de netbeheerder om jaarlijks aan de regulator de ontwikkeling en effectiviteit van markt-gebaseerde redispatching mechanismen voor elektriciteitsproductieeenheden, energieopslagfaciliteiten en verbruiksinstallaties te rapporteren, zoals bepaald in Artikel 13

(4)van de Verordening 2019/943 en opgenomen in Artikel 17

(5)van het Voorstel van Elia. 42. Tenslotte, wenst de CREG te benadrukken dat de CREG het Voorstel onderzoekt en evalueert rekening houdende met de specifieke context van het iCAROS-project. De CREG houdt er in deze beslissing met andere woorden expliciet rekening mee dat het Voorstel nieuwe design-elementen ten opzichte van de huidige situatie introduceert en met feit dat de regels in het kader van het iCAROSproject op korte termijn herzien zullen worden om nieuwe ontwerpelementen te integreren in het kader van de uitwerking van het regelgevend kader voor eenheden met flexibele toegang en in het kader van het iCAROS-project anderzijds (zoals bijvoorbeeld het geval is in bovenstaande paragrafen). 4.2.2. Specifieke opmerkingen geformuleerd door de marktpartijen tijdens de openbare raadpleging 43. Er werden specifieke opmerkingen geformuleerd op het Voorstel door Centrica en FEBEG. De opmerkingen betroffen de timing van de publicatie van de initiële CRI-niveaus, transparantie over de impact van CRI op de filtering van balanceringsbiedingen en vragen met betrekking tot het voorstelde compensatiemechanisme. 44. Centrica nodigt Elia uit om de tijdslijn voor publicatie van de CRI-niveaus te herzien. In de huidige context publiceert Elia de initiële CRI-niveaus voor Dag D rond 22h in Dag D-1. Omdat een vroegere publicatie van deze initiële CRI-niveaus belangrijke operationele voordelen met zich meebrengt, vraagt Centrica dat Elia deze om 18h in Dag-1 publiceert. De resultaten van de dagmarkt, de programma’s van de SA en de nominaties van de BRPs zijn om dat moment immers gekend. Elia antwoordt hierop dat de input data die nodig zijn om de operationele veiligheidsanalyses uit te voeren en de CRI-niveaus te bepalen slechts om 20u in D-1 gekend zijn. Elia zal de CRI-niveaus zo vroeg mogelijk publiceren. De CREG verwelkomt het voorstel van Centrica voor deze operationele verbetering. De CREG bevestigt het antwoord van Elia dat de resultaten van de gecoördineerde veiligheidsanalyses op regionaal Niet-vertrouwelijk 17/31 niveau10 slechts na 22u in D-1 gekend zijn en dat deze op dit ogenblijk de meest correcte basis vormen voor het bepalen van de initiële CRI-niveaus gezien de grote impact van grensoverschrijdende uitwisselingen (import, export, transit flows) en uitwisselingen binnen naburige biedzones (‘loop flows’) op het Belgische transmissienet. De CREG stelt evenwel vast dat de publicatie van de huidige ‘Red Zones’ op basis van de goedgekeurde regels voor coördinatie en congestiebeheer wel als om 18h gebeurt. De CREG nodigt Elia uit om te onderzoeken welke de kwaliteit is van de CRI-niveaus ingeschat om 18:00 en deze ingeschat na 22h. De CREG vraagt Elia om in een vroegere publicatie te voorzien indien de kwaliteit van de ingeschatte CRI-niveaus om 18:00 betrouwbaar is en vraagt Elia om in een volgend voorstel tot wijziging van regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hieraan gevolg te geven. 45. Wat betreft de vraag van FEBEG naar de monitoring van de balancing bids filtering parallel met de publicatie van de CRI-niveaus, verwijst Elia naar de Balanceringsregels waar deze monitoring - op vraag van verschillende opmerkingen tijdens de publieke raadpleging - voorzien wordt. De CREG gaat met het antwoord van Elia akkoord. 46. Op de vraag van FEBEG naar een actieplan om de gevallen van filtering van balancing bids te beperken, samen met een feedback loop om de criteria bijhorend aan te passen, ontbreekt in het raadplegingsrapport een antwoord van Elia. De CREG ondersteunt ten volle deze vraag van FEBEG. De CREG acht het cruciaal dat de kwaliteit van de CRI-voorspellingen en dus de noodzaak en effectiviteit van het filteren van balancing bids in het kader van congestiebeheer continu door Elia gemonitord wordt en dat Elia alles in het werk stelt om deze CRI-voorspellingen stelselmatig te verbeteren en aldus de opgelegde beperkingen te justifiëren. De CREG gaat akkoord dat dergelijke monitoring en publicatie ontbreekt in het verslag vermeld in punt 5 in Artikel 17 en in artikel 18 van het Voorstel. Inhoudelijk denkt de CREG hierbij aan performantieindicatoren op het niveau van de gemonitorde netelementen die aanleiding hebben gegeven tot een RTS, zoals bijvoorbeeld, op uurbasis, de gebruikte thermische limiet, de voorspelde en gerealiseerde belasting in N en N-1, de voorziene marges voor flexibiliteit en het effectieve gebruik van deze marges. De CREG vraagt aan Elia deze monitoring- en publicatievereiste vervolledigt alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. De CREG wijst in dit kader eveneens naar de door Elia voorgestelde roadmap in het kader van de CREG incentive “Improvement of Quality of input data for congestion management”, uitgevoerd in 2022 (zie ook voetnoot 9) en de uitvoering ervan. De resultaten van de uitvoering van deze roadmap dienen aan de CREG op regelmatige basis te worden meegedeeld. 47. Zowel FEBEG als Centrica hebben vragen over het compensatiemechanisme voor de redispatching energiebids (hierna: RD Energy Bid(s)) activaties opgenomen in Artikel 13. Op basis van de beschrijving ervan in sectie 6.2 van de verklarende nota, lijkt het of Elia voor een compensatie ook RD Energy Bids zou kunnen gebruiken of zelfs mFRR prekwalificatie- en beschikbaarheidstesten. FEBEG geeft aan dat aangezien de compensatie niet op een specifieke locatie moet gebeuren, de compensatie dient te gebeuren via een balanceringsbieding en aan de marktgebaseerde prijs te worden vergoed. Elia bevestigt dat ze effectief voorstelt om voor compensatie-doeleinden enkel mFRR bids te gebruiken. De compensatie zal gebeuren in het kwartier waarop de RD energy bid(

s)zijn geactiveerd of de compensatiehandel plaatsvindt, rekening houdende met de andere componenten die de nood aan mFRR op dat kwartier bepalen. Elia geeft aan om de verklarende nota in die zin te verduidelijken. 10 Het gecoördineerde proces op regionaal niveau in de Core regio (AT, BE, CZ, FR, DE/LU, HU, HR, NL, PL, RO, SLO, SK) Niet-vertrouwelijk 18/31 De CREG vraagt om deze verduidelijking dan ook uit te voeren alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. De CREG kan akkoord gaan met het principe dat compensatie van de netto som van RD energy bids (en compensatiehandel op de grenzen met de naburige biedzones) voor een bepaald kwartier in de balanceringstijdshorizon uitsluitend via balanceringsbiedingen gebeurt om redenen van transparantie en eerlijke competitie. De CREG gaat akkoord dat deze compensaties in de balanceringstijdshorizon dus ook aan de balanceringsprijs worden vergoed. Dit vergt evenwel een verduidelijking in het Voorstel. Rekening houdend met wat voorafgaat, vraagt de CREG een verduidelijking van sectie 6.2 van de verklarende nota en een verduidelijking van artikel 13 van het Voorstel. Ook vraagt de CREG dat Elia de Nederlandstalige en Franstalige versie van punt 9 van artikel 12 van het voorstel corrigeert (paragraaf 70 van huidige beslissing). De CREG vraagt dat Elia al deze aanpassingen doorvoert alvorens het goedgekeurde Voorstel gepubliceerd wordt op de website van Elia. 48. Ook Centrica begrijpt dat op basis van sectie 6.2 van het Voorstel, Elia verschillende opties voorziet voor het uitvoeren van de compensatie. Centrica stelt evenwel dat het onduidelijk is (
i)welke criteria Elia zal hanteren om te bepalen welk mechanisme gebruikt zal worden, (
ii)welke de directe en indirecte impact hiervan zullen zijn op de prijzen en in het bijzonder in de gevallen waarbij gereserveerde en/of niet-gereserveerde balanceringsbiedingen voor congestiebeheersdoeleinden gebruikt worden. Centrica vraagt daarnaast ook (iii) een betere beschrijving van het selectieproces in de regels. Tenslotte onderstreept Centrica dat (
iv)de selectie niet enkel gedreven moet worden door systeemveiligheid en kostminimalisatie, maar ook de mogelijke impact op competitie dient te reflecteren. Elia gaat in het raadplegingsrapport niet verder in op deze vragen. De CREG begrijpt hieruit dat Elia ervan uitgaat dat het antwoord dat uitsluitend mFRR-biedingen gebruikt zullen worden voor de compensatie van de RD Energy Bids, rekening houdend met de netting van de totale systeemonbalans op het beschouwde kwartier, de genoemde bezorgdheden van Centrica wegneemt. De CREG begrijpt evenwel dat er onduidelijkheid is over hoe Elia, bij de selectie van RD Energy bids, een keuze zal maken tussen de twee mogelijke gevallen opgesomd in sectie 6.2 van de nota, met name: “ In order not to create imbalance on the grid, the activations of RD bids to solve operational security issues are compensated by Elia. Two cases are possible: i. Elia requests the activation of two RD bids with the same volume but in opposite direction (one in upward direction and another one in downward direction) that both help reducing the operational security issue. In this case, the system balance is automatically preserved. ii. Elia activates only one RD bid and requests the activation of another balancing bid (“compensation bid”) in the opposite direction to maintain the balance of the grid.” De keuze hoe een bepaalde congestie zal worden opgelost, namelijk via een activatie van twee RD energy bids met verschillend teken (optie (i)), of via één RD energy bid gevolgd door een compensatiebid (optie (ii)), gaat vooraf aan de discussie hoe de compensatie van de netto som van RD energy bid(
s)in de balanceringstijdshorizon dient te gebeuren. De CREG is het eens met Centrica dat er nog onduidelijkheid is over hoe Elia zal kiezen tussen optie (
i)en optie (
ii)en wat de impact is van deze keuze op de marktprijzen. Niet-vertrouwelijk 19/31 Gezien het voorstel van Elia om de compensatiebids te beschouwen als één van de componenten die de totale onbalans op een gegeven kwartier bepaalt, heeft de keuze tussen optie (
i)versus optie (
ii)een impact op de balanceringsvolumes en de onbalansprijs. Daarnaast is de systeemonbalans en de onbalansprijs niet gekend op het ogenblik van de selectie van RD energy bids door Elia. Het is derhalve onduidelijk of en hoe Elia de kosten voor congestiebeheer via een keuze tussen optie (
i)en optie (
ii)zal minimaliseren. Tenslotte dient de open positie van Elia ten gevolge van congestiebeheer en een eventuele impact daarvan op de balanceringsmarkt, opgevolgd te worden. De CREG vraagt daarom dat Elia, in navolging van de opmerkingen van marktpartijen, in een verklarende nota voor publicatie van het goedgekeurd Voorstel uitleg geeft hoe de afweging tussen optie (
i)en optie (
ii)bij de selectie van RD energy bids gemaakt zal worden Hierbij aansluitend, vraagt de CREG dat Elia de concrete impact van optie (
ii)op de balanceringsmarkt monitort, rekening houdend met de bepaling in Artikel 30

(1)b) van de EBGL. Deze return on experience dient gebruikt te worden als input voor verdere verbeteringen en/of eventuele wijzigingen van het voorgestelde concept. De resultaten van deze monitoring dienen aan de CREG op regelmatige basis te worden meegedeeld. 4.2.

Inleiding en artikelsgewijze bespreking 4.2.3.
Overwegingen
De CREG stelt vast dat een verwijzing ontbreekt naar het wettelijke kader met betrekking tot eenheden met een aansluiting met flexibele toegang, waarnaar verwezen wordt in Artikel 9

(3)(

c)van het Voorstel. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van een volgend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en het congestiebeheer. 4.2.3.2. 50. Inleiding Betreffende de wijzigingen in de inleiding van het Voorstel , heeft de CREG geen opmerkingen. 4.2.3.3. Artikel 1: Voorwerp en toepassingsgebied 51. Betreffende artikel 1 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. 52. De CREG merkt evenwel op dat het toepassingsgebied uitgebreid zal moeten worden bij een wijziging van het voorstel in het kader van de geplande uitwerking van het regelgevende kader voor aansluitingen met flexibele toegang in 2024. 53. De CREG verwijst bijkomend naar paragraaf 41 van huidige beslissing met de elementen die in het Voorstel nog ontbreken om volledig te zijn met het in artikel 1 genoemde voorwerp en toepassingsgebied en meer bepaald het toepassingsgebied vermeld in artikel 1§2(
ii)en artikel 1§2 (iii). De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van een volgend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en het congestiebeheer. Niet-vertrouwelijk 20/31 4.2.3.4. Artikel 2: publicatie en inwerkingtreding van de regels 54. Betreffende artikel 2 van het voorstel van de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. Ook de CREG heeft geen opmerkingen en keurt bijgevolg artikel 2 goed. 4.2.3.5. Artikel 3: definities en interpretaties 55. Betreffende artikel 3 van het voorstel van de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG merkt op dat in de Nederlandstalige versie de Engelse term ‘Residual load’ (in het Frans: ‘Charge résiduelle’) vertaald werd naar ‘Restspanning’. De CREG vraagt om dit te verbeteren alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. 4.2.3.6. Artikel 4: Doel van de coördinatie van de technische eenheden 56. Betreffende artikel 4 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG is van mening dat een verwijzing naar de T&C SA in paragraaf 3 van artikel 4, handelend over de coördinatie van het geplande werkzaam vermogen, de leesbaarheid van deze paragraaf zou verbeteren. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. 4.2.3.7. Artikel 5: coördinatiemiddelen 57. Betreffende artikel 5 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG heeft evenmin opmerkingen en keurt bijgevolg artikel 5 goed. 4.2.3.8. Artikel 6: regels voor het aanvragen van een wijziging van een beschikbaarheidsstatus 58. Betreffende artikel 6 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG verwijst naar de doorgevoerde aanpassingen in lijn met CREG beslissing (B)2056 (paragraaf 40 van huidige beslissing) en heeft geen verdere opmerkingen. De CREG keurt bijgevolg artikel 6 goed. 4.2.3.9. Artikel 7: regels voor het aanvragen van een Must-Run of een May-Not Run 59. Betreffende artikel 7 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG is evenwel van mening dat de verwijzing naar ‘naleving van tijdelijke beperkingen op de werkzame-vermogenscapaciteit’ (in het Engels: ‘respecting the temporary active power capability restrictions during the period for which Elia requests the Must-Run or May-Not-Run’) onvoldoende duidelijk is. De CREG vraagt om de inhoud van deze paragraaf te verduidelijken en om de gebruikte Niet-vertrouwelijk 21/31 terminologie in de Nederlandse vertaling te verifiëren. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing(
en)doorvoert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. 4.2.3.10. Artikel 8: Doel van het congestiebeheer 60. Betreffende artikel 9 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG verwijst naar haar opmerking in paragraaf 41 van huidige beslissing, tweede punt. De CREG heeft geen verdere opmerkingen. 4.2.3.11. Artikel 9: Remediërende maatregelen voor het congestiebeheer 61. Betreffende artikel 9 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. In het kader van de vorige raadpleging over de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer en goedgekeurd door de CREG in haar beslissing (B)2056, had een marktpartij gevraagd naar meer transparantie met betrekking tot artikel 10 (nu artikel 9), punt 2.a.ii. Specifiek werd de vraag gesteld waar de informatie over de mogelijkheden voor topologische modificaties en / of tapveranderingen van PST's te vinden is, omdat het momenteel onduidelijk is. De CREG vroeg daarom in haar beslissing (B)2056 dat “ Elia in het voorstel tot wijziging van de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer, dat ingediend zal worden in het kader van het iCAROSproject, op een structurele manier tegemoet komt aan de vraag naar meer transparantie over het gebruik van topologische maatregelen en PSTs, voor zoverre dit dan al niet in internationale methodologieën is vastgelegd. Dit dient te gebeuren in overleg met de CREG en stakeholders.” De CREG vraagt andermaal dat Elia in artikel 9, punt 2.a.ii. de verwijzing toevoegt waar deze informatie te vinden is of deze aanvult in de regels zelf. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van een volgend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en het congestiebeheer. 62. Met betrekking tot artikel 9, punt 2.c. stelt de CREG vast dat Elia in de Nederlandstalige versie van het voorstel verwijst naar de mogelijkheid tot “afschakelen” van een “elektriciteitsproducerende Technical Unit” met flexibele toegang. De CREG merkt ten eerste op dat de reikwijdte van artikel 9, punt 2.c. in principe dient uitgebreid te worden naar energieopslagfaciliteiten en verbruiksinstallaties aangezien deze op basis van artikel 61 van de gedragscode ook een flexibele toegang toegekend kunnen worden. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van het eerstkomende voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en het congestiebeheer. 63. De CREG merkt ten tweede op dat artikel 61, punt 4 van de gedragscode elektriciteit naar de mogelijkheid om het beschikbare flexibele vermogen te verminderen verwijst en niet louter naar het afschakelen van de technische eenheid. De formulering in de Nederlandstalige versie wijkt hiervan af en dient in lijn gebracht te worden met deze in de Engelstalige versie (“curtailment of the capacity connected with flexible access”) en in de Franstalige versie (“réduction de la capacité raccordée avec accès flexible”). De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. Niet-vertrouwelijk 22/31 4.2.3.12. Artikel 10: regels voor het kiezen tussen Corrigerende, Preventieve of Herstellende Remediërende Acties 64. Betreffende artikel 10 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG merkt op dat in artikel 3 ‘Definities en interpretaties’ van het voorstel enkel de termen ‘herstellende remediërende acties’ en ‘preventieve remediërende acties’ gedefinieerd zijn. Op basis van artikel 10 van het voorstel begrijpt de CREG bovendien dat er slechts twee categorieën van remediërende acties zijn. De CREG vraagt om consequent dezelfde term te gebruiken en geen synoniemen te introduceren. De titel van artikel 10 zou bijgevolg op basis van de gedefinieerde termen als volgt kunnen luiden: “Regels voor het kiezen tussen herstellende of preventieve remediërende acties”. Daarnaast dient in de Nederlandstalige versie de referentie naar een ‘Onvoorziene gebeurtenis’ te worden vervangen naar de in de definitielijst gedefinieerde term ‘Incident’. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassingen doorvoert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. 4.2.3.13. Artikel 11: Principes voor de activering van Remediërende Acties na de sluiting van de Day-ahead markt 65. Betreffende artikel 11 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen specifieke opmerkingen geformuleerd. Echter, rekening houdende met enkele algemene vragen en opmerkingen van marktpartijen, is de CREG van mening dat dit artikel aangevuld dient te worden om een beter inzicht te geven over de principes voor de activering van remediërende acties na de sluiting van de Day-ahead markt. 66. Ten eerste stelt de CREG vast dat punt 6 van artikel 11 van het Voorstel een belangrijke aanpassing ten opzichte van de huidige praktijk introduceert: Elia activeert Remediërende Maatregelen tijdig maar zo dicht mogelijk bij real time, om de impact van deze Remediërende Maatregelen op de markt te beperken, rekening houdend met de specifieke kenmerken en vereisten voor de activering van de Remediërende Maatregelen (zoals de coördinatie met naburige TSB's, specificaties voor RD Energy Bids, ...) De CREG begrijpt dat deze voorgestelde aanpassing gelezen moet worden in de context van het voorstel van Elia om het concept van ‘Red Zones’ te schrappen en te vervangen door het concept van CRI-niveaus in combinatie met freedom of dispatch in intraday en dit tot minstens de “RD Gate sluitingstijd (RD GCT)”, tenzij op de technische eenheid een RD Energy bid werd geactiveerd of een must-run/may-not-run werd aangevraagd overeenkomstig de T&C SA. De CREG vraagt daarom dat Elia in artikel 11 van het Voorstel een brug maakt naar de concepten CRIniveau en RD GCT, dit om te verduidelijken hoe het CRI-niveau van een bepaalde zone en het tijdstip (voor of na de RD GCT) de selectie en activering van remediërende acties beïnvloedt. Hierbij aansluitend verwijst de CREG naar de vraag van marktpartijen tijdens de raadpleging naar verduidelijking over de keuze van mechanisme voor het oplossen van congesties via een combinatie van RD Energy Bids, dan wel een combinatie van een RD Energy Bid en een compensatiebid (zie paragraaf 48 van huidige beslissing). Ook vanuit dit oogpunt acht de CREG een aanvulling op punt 2 en punt 6 in artikel 11 noodzakelijk. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassingen doorvoert naar aanleiding van een eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en het congestiebeheer. Niet-vertrouwelijk 23/31 67. De CREG merkt op dat punt 4 van dit artikel verwijst naar de reservatie van topologische maatregelen voor close-to-real-time operationele veiligheid. Zoals reeds opgemerkt in paragraaf 53 van beslissing (B)2056 en hernomen in paragraaf 41, eerste lid, van huidige beslissing is de CREG van mening dat Elia de bestaande regels geldende voor de coördinatie en congestiebeheer in dit tijdsbestek verder dient uit te werken in het voorstel tot wijziging van de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer, dat ingediend zal worden in het kader van het iCAROS-project. 68. De CREG verwijst bovendien, eveneens op punt 4, naar de vraag naar transparantie over het bereik van tapposities dat gereserveerd wordt voor de verschillende tijdshorizonten (paragraaf 61 van huidige beslissing). 69. Tenslotte, meer fundamenteel, stelt de CREG vast dat Elia met het Voorstel voorziet te evolueren naar een close-to-real-time congestiebeheer, in lijn met het zonaal marktmodel met freedom of dispatch in day-ahead en intraday. De CREG begrijpt dat het voorstel om te evolueren naar een close-to-realtime congestiebeheer ingegeven wordt door de ambitie om de markt- en systeemintegratie van hernieuwbare elektriciteitsproductie, energieopslagfaciliteiten en flexibiliteit aan de vraagzijde te faciliteren. De CREG stelt evenwel vast dat Elia in punt 6 van artikel 11 verwijst naar de coördinatie met naburige TSB’s (zie extract in paragraaf 66 hierboven) en dat er op dit ogenblik geen close-to-real-time regionale coördinatie bestaat tussen TNB’s. Dit gebrek aan close-to-real-time regionale coördinatie heeft reeds aanleiding gegeven tot een unanieme positie van alle Core TSB’s dat het onmogelijk is om de 70% vereiste opgenomen in Artikel 16

(8)van de CEP Verordening in intraday te realiseren, laat staan voor de balanceringstijdshorizon. De CREG stelt zich de vraag of – indien deze lijn doorgetrokken wordt – dan ook niet freedom of dispatch in intraday gevolgd door een close-to-real-time congestiebeheer op nationaal niveau, op de helling komt te staan. De CREG is van oordeel dat een fundamentele discussie over de gevolgen van een ontbreken van een gecoördineerd proces tussen TNB’s om de systeemveiligheid in reële tijd te garanderen, en dit in een zonaal marktmodel met aanwezigheid van (structurele) interne congesties en (hoge) loop flows, noodzakelijk is. De CREG vraagt dat naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer Elia deze fundamentele vraagstelling onderzoekt en de maatregelen definieert die in het kader van nationale en Europese processen genomen moeten worden om de liquiditeit van de markten in de intraday- en balanceringstijdshorizon veilig te stellen. 4.2.3.

Artikel 12: compensatiehandel en grensoverschrijdende Redispatching
Betreffende artikel 12 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen specifieke opmerkingen geformuleerd. De CREG stelt echter vast dat de Nederlandstalige en Franse versie van punt 9 van artikel 12 verschilt van de Engelstalige versie. De CREG begrijpt dat de Nederlandstalige en Franse versies aanleiding kunnen geven tot de verwarring over het gebruik van RD Energy Bids voor compensatie-doeleinden, zoals opgemerkt door marktpartijen tijdens de raadpleging (paragraaf 47 van huidige beslissing). De CREG vraagt dat Elia de Nederlandstalige en Franstalige versies corrigeert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd.
De CREG is van mening dat punt 11 van artikel 12 vrij vaag is. De CREG vraagt dat Elia expliciteert op welke Belgische grenzen bilaterale overeenkomsten met de Regionale veiligheidscoördinatoren gedeeld worden en voor welke processen dit gebeurt. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer. Niet-vertrouwelijk 24/31
Wat specifiek compensatiehandel betreft, verwijst de CREG naar paragraaf 75 van huidige beslissing. Indien uitsluitend op de grens België – VK gebruik gemaakt wordt van compensatiehandel, kan dit best in dit artikel 12 worden verduidelijkt. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer.
De CREG merkt tenslotte op dat artikel 12 – zoals beschreven in punt 2 van artikel 12 - de huidige bilaterale processen beschrijft die vandaag door Elia en de naburige TNB’s worden toegepast, in afwachting van de inwerkingtreding en uitvoering van de gecoördineerde processen op regionaal niveau. Deze bilaterale processen zullen grotendeels vervangen worden door de geplande regionale gecoördineerde processen. Zolang er echter geen regionaal gecoördineerd proces close-to-real-time voorzien en geïmplementeerd is paragraaf 69 van huidige beslissing), zullen bilaterale processen voor compensatiehandel en grensoverschrijdende redispatching nodig blijven. 4.2.3.
Artikel 13: activering van het compensatiemechanisme voor de neutralisatie van de impact van de activering van RD Energy Bids op de systeemonbalans
Met betrekking tot artikel 14 refereert de CREG naar de opmerkingen geformuleerd door marktpartijen tijdens de raadpleging en de nood naar verheldering, monitoring en opvolging zoals besproken in paragrafen 47 en 48 van huidige beslissing.
Daarnaast merkt de CREG op dat de expliciete verwijzing naar de compensatiehandel aan de grens tussen België en het VK (eigen nadruk) de leesbaarheid van dit artikel bemoeilijkt. De CREG stelt voor dat Elia in artikel 13 verwijst naar compensatiehandel in het algemeen. Het feit dat op dit ogenblik enkel op de grens tussen België en VK gebruik gemaakt wordt van compensatiehandel kan in Artikel 12 gepreciseerd worden. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd . 4.2.3.
Artikel 14: Prioritaire dispatching De marktpartijen hebben geen specifieke opmerkingen over artikel 15 van het Voorstel.
De CREG merkt op dat de vereiste voor de prioritaire dispatching van elektriciteit die is opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling, beschreven in artikel 13 van de Elektriciteitsverordening, ook van toepassing is voor de afregeling van eenheden met een flexibele toegang.
De CREG is van mening dat Elia in punt 1 van artikel 14 de verwijzing naar de remediërende maatregel conform artikel 9, lid 2 b), i.e. RD energy bids, dient uit te breiden naar de remediërende maatregel conform artikel 9, lid 2, c), i.e. de mogelijkheid om het beschikbare flexibele vermogen te verminderen van eenheden met een flexibele toegang. De CREG verwijst hierbij ook naar haar opmerking in paragraaf 62 van huidige beslissing. De CREG vraagt dat Elia deze overweging meeneemt naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer. Niet-vertrouwelijk 25/31 4.2.3.
Artikel 15: Op kosten gebaseerde redispatching
Marktpartijen hebben gereageerd op het Voorstel betreffende de op kosten-gebaseerde vergoeding voor redispatching. BOP hekelt het gebrek aan een degelijke onderbouwing voor het aanspraak maken op de vrijstelling van marktgebaseerde mechanismes voor congestiebeheer. Dit werd eerder ook in de raadpleging van de huidige goedgekeurde versie van de regels voor coördinatie en congestiebeheer door FEBEG aangekaart (zie beslissing (B)2056). De CREG gaat akkoord met de opmerkingen van marktpartijen dat een dergelijke onderbouwing tot op heden ontbreekt. De CREG verwijst naar paragraaf 41 van huidige beslissing waar de CREG de noodzaak onderstreept van een grondige analyse en onderbouwing van de keuze voor een markt-gebaseerde versus nietmarkt-gebaseerde redispatching. Dit zowel in het kader van de uitwerking van het regelgevende kader voor eenheden met flexibele toegang (waarbij onder meer de factor ‘structurele congestie’ een uitdaging vormt) als in het kader van de uitwerking van iCAROS fase 2 (waarbij onder meer de uitbreiding van het toepassingsdomein van de T&C SA zal leiden tot een hogere liquiditeit van middelen voor congestiebeheer). De CREG vraagt dat Elia deze aanpassing doorvoert naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer. 4.2.3.
Artikel 16: Congestierisico-indicator
Artikel 16 betreffende de bepaling van de congestierisico-indicatoren is nieuw (zie introductie van nieuwe designelementen in paragraaf 37 van huidige beslissing). Het vervangt artikel 17 van de huidige regels voor coördinatie en congestiebeheer handelend over de ‘Red Zones’. Het artikel beschrijft de volgende elementen/punten: 1) De identificatie van elektrische zones en gemonitorde netelementen 2) De bepaling van de CRI-niveaus 3) Het gebruik van de CRI-niveaus in het kader van congestiebeheer 4) De communicatie van de CRI-niveaus naar de betrokken partijen, i.e. de programmaagenten (SA) en de aanbieders van balanceringsdiensten (BSP).
Zowel Centrica als FEBEG hebben in de raadpleging opmerkingen op dit artikel geformuleerd. Centrica verwijst naar de huidige praktijk om slechts rond 22u de initiële CRI-niveaus (ttz Red Zones) te publiceren en geeft aan dat het voor operationele doeleinden significante voordelen zou bieden indien de initiële CRI-niveaus reeds vroeger gepubliceerd zouden worden. De CREG acht het nuttig om dit voorstel te onderzoeken en verwijst naar wat ze uiteenzet in paragraaf 44 van huidige beslissing. FEBEG vraagt naar een monitoring en actieplan om de voorvallen waarbij balancing bids gefilterd worden, te reduceren. De CREG gaat akkoord met dit voorstel en verwijst naar wat ze uiteenzet in paragraaf 46 van huidige beslissing.
Wat betreft punt 1), de identificatie van elektrische zones en gemonitorde netelementen, is het voorstel van Elia dat netelementen waarvoor Elia relevante congestierisico’s detecteert, de grenzen van de elektrische zones bepalen. De CREG gaat met dit principe akkoord en merkt op dat dit principe ook geldt in het breder Europese kader rond de herziening van de biedzoneconfiguraties (zie Artikel 32 van CACM en Artikel 14 van de CEP Verordening). De CREG merkt op dat de beschrijving in het Voorstel evenwel kwalitatief blijft. De CREG nodigt Elia uit om op basis van de opgedane Return on Experience naar aanleiding van het eerstkomende voorstel tot Niet-vertrouwelijk 26/31 wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer, de beschrijving in Artikel 16, punt 1) met betrekking tot de identificatie van elektrische zones en gemonitorde netelementen, aanvult met kwantitatieve criteria. De monitoring en de analyse waarnaar gevraagd in paragraaf 46 van huidige beslissing, dienen hierbij als input.
Wat betreft punt 2), de bepaling van de CRI-niveaus, stelt de CREG vast dat de voorgestelde methodologie een verbetering vormt ten opzichte van de huidige methodologie voor de bepaling van de Red Zones. Zo worden de CRI-niveaus na de initiële bepaling in dag D-1 minstens drie keer in de loop van dag D worden geactualiseerd; wordt een expliciet onderscheid voorgesteld tussen ‘Medium’ CRI niveau en ‘High’ CRI niveau (voordien allebei als ‘Red Zone’ getagged) en wordt voor zones met een Medium CRI de Zonale Actief Vermogensgrens continu geüpdated. De CREG verwelkomt deze verbeteringen. De CREG stelt vast dat voor een elektrische zone een ‘Medium CRI’ vastgesteld wordt als de Zonale Actief Vermogensgrens onder een bepaalde drempel ligt, en dat die specifieke drempel wordt bepaald in de fase van de zonale N-1 veiligheidsanalyse door de resterende flexibiliteit in elke zone te berekenen. De CREG is van mening dat deze beschrijving niet voldoende duidelijk en eenduidig is. Op basis van mondeling overleg met Elia hierover, begrijpt de CREG dat Elia voorstelt uitsluitend rekening houdt met volumes voor expliciet aangeboden flexibiliteit voor aFRR en mFRR. Aangezien de aangeboden volumes voor aFRR en mFRR in een gegeven zone en voor een gegeven kwartier echter nog niet gekend zijn op het moment van de zonale N-1 veiligheidsanalyses, zal Elia deze volumes voorspellen op basis van historische data. De CREG vraagt om de beschrijving in Artikel 16, punt 2) met betrekking tot de bepaling van Medium CRI-niveaus in die zin te verduidelijken. De CREG vraagt dat Elia deze aanpassingen in Artikel 16 doorvoert naar aanleiding van het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer. Hierbij aansluitend vraagt de CREG dat Elia de methodologie voor het voorspellen van deze volumes op basis van historische data en op niveau van de elektrische zones, in eerste instantie opneemt in de verklarende nota alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. De CREG vraagt vervolgens om deze methodologie – met eventuele aanpassingen of verfijningen - in het eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer op te nemen, al dan niet in een extra bijlage.
Tenslotte merkt de CREG op dat bij de verwijzing naar de methodologie voor de bepaling van de CRI-niveaus er verwezen wordt naar paragraaf 2 iii), 1.iv) en vi) en dat wellicht paragraaf 2 iii), iv), v) en vi) bedoeld wordt. De CREG vraagt dat Elia de verwijzing naar de CRI-methodologie op verschillende plaatsen in het voorstel en in de verschillende taalversies nagaat en indien nodig corrigeert en dit alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd.
Wat betreft punt 3), het gebruik van de CRI-niveaus in het kader van congestiebeheer, geeft Elia aan dat het CRI-niveau als input dient voor drie doeleinden: (i) het evalueren van de noodzaak voor remediërende acties; (ii) het selecteren van leveringspunten in de balanceringsbiedingen en (iii) het al dan niet verplichten van technische eenheden om terug te keren naar hun laatste geldige Dagelijks Programma in geval van afwijkingen in de richting van de CRI. De CREG merkt op dat de voorgestelde principes een verbetering vormen ten opzichte van de huidige situatie waarbij technische eenheden onderworpen aan de verplichtingen in de T&C SA geen “freedom of dispatch” meer hebben in intraday vanaf het ogenblik dat de elektrische zone als ‘Red Zone’ gedefinieerd wordt. Bovendien voorzien de huidige regels voor coördinatie en congestiebeheer reeds in de mogelijkheid tot een verplichte terugkeer naar het laatst gevalideerde Dagelijkse Programma. Niet-vertrouwelijk 27/31 De CREG stelt echter vast dat marktpartijen algemeen bezorgd zijn om de impact van de verplichte terugkeer naar het laatste geldige Dagelijks Programma (de zogenaamde ‘Return to Schedule’ of RTS). Hoewel dit principe expliciet voorzien is in artikel 131 §1 9° van de gedragscode elektriciteit, als modaliteit te beschrijven in de T&C SA, begrijpt de CREG de bezorgdheid van marktpartijen dat deze mogelijkheid aanleiding kan geven tot te frequente en/of onnodige beperkingen voor marktpartijen. De CREG is van mening dat Elia de plicht heeft om het risico van onnodige beperkingen te minimaliseren door de combinatie van accurate netmodellingen en belastingsprognoses, fijne spatiale resolutie van de elektrische zones, frequente CRI-updates in intraday en – zoals ook door Elia aangegeven als antwoord in het raadplegingsrapport –een RD GCT dichter bij de reële tijd. Tenslotte merkt de CREG op dat indien vanuit netbeheerderzijde te frequent en te impacterende beperkingen aan marktpartijen wordt opgelegd, i.e. structureel, niet meer aan de “copper plate” assumptie die de basis vormt van een zonaal marktmodel, wordt voldaan. De CREG verwijst in dit kader naar artikel 14 van de Elektriciteitsverordening betreffende de herziening van biedzones.
Tenslotte stelt de CREG vast dat de impact van een CRI-niveau op het beperken van het flexibele vermogen van eenheden met een flexibele toegang, nog zal moeten gedefinieerd worden. De CREG vraagt Elia om met voormelde opmerkingen rekening te houden bij de indiening van het eerstkomend voorstel tot wijziging voor de regels voor coördinatie en congestiebeheer. 4.2.3.
Artikel 17: Monitoring
In haar antwoord op de raadpleging formuleert BOP de opmerking dat Elia geen monitoring en rapportering voorziet van de gevallen van weigering door Elia van gevraagde aanpassingen aan de nietbeschikbaarheidsplanning. De CREG gaat akkoord dat deze monitoring relevant is . De CREG vraagt dat Elia de verwijzing naar deze monitoring in Artikel 17 opneemt en dit alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd .
De CREG vraagt dat Elia het verslag vermeld in punt 5 in Artikel 17 met betrekking tot de bepaling van CRI-niveaus, elektrische zones en gemonitorde netelementen, uitbreidt met een monitoring die toelaat om de voorspellingskwaliteit van de CRI-niveaus op te volgen (zie paragraaf 46 van huidige beslissing) en dit alvorens het goedgekeurd Voorstel op de website van Elia wordt gepubliceerd. 4.2.3.
Artikel 18: Publicatie van informatie
Betreffende artikel 18 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG heeft evenmin opmerkingen. 4.2.3.
Artikel 19: Taal
Betreffende artikel 19 van het Voorstel hebben de marktpartijen tijdens de raadpleging geen opmerkingen geformuleerd. De CREG verwijst naar paragraaf 70 van huidige beslissing. Niet-vertrouwelijk 28/31
BESLISSING Met toepassing van artikel 59.10 van de Richtlijn (EU) 2019/944 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot wijziging van Richtlijn 2012/27/EU, artikel 8, §1, 5°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en artikel 122, van de gedragscode 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, keurt de CREG het voorstel goed tot wijziging van de regels voor de coördinatie en het congestiebeheer van Elia Transmission Belgium N.V., ingediend per brief op 30 oktober
Alvorens de goedgekeurde wijzigingen van het Voorstel in werking kunnen treden, verzoekt de CREG dat Elia Transmission Belgium N.V verduidelijkingen en verbeteringen aanbrengt aan het Voorstel zoals uiteengezet in de paragrafen: 46; 47; 49; 55; 56; 59; 63; 64; 70; 75; 82; 83 (wat betreft taalcorrecties); 84; 87 en 88 van huidige beslissing. Elia Transmission Belgium N.V dient het in die zin aangepaste Voorstel aan de CREG mede te delen alvorens het Voorstel op de website van Elia Transmission Belgium N.V. wordt gepubliceerd. Daarnaast vraagt de CREG dat Elia Transmission Belgium N.V rekening houdt met de opmerking geformuleerd in paragrafen 46 en 48 van huidige beslissing. Tot slot, vraagt de CREG dat Elia Transmission Belgium N.V bij een eerstkomend voorstel tot wijziging van de regels voor coördinatie en congestiebeheer rekening houdt met de opmerkingen zoals uiteengezet in de paragrafen: 41; 44; 49; 53; 61; 62; 66; 67; 69; 71; 72; 78; 79; 82; 83 en 86 van huidige beslissing.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Laurent JACQUET Directeur Niet-vertrouwelijk Ilse TANT Directeur Koen LOCQUET Voorzitter van het Directiecomité 29/31 BIJLAGE 1 Voorstel tot wijziging van de regels voor de coördinatie en congestiebeheer 23 oktober 2023 – Nederlandstalige, Franstalige en Engelstalige versie Niet-vertrouwelijk 30/31 BIJLAGE 2 Raadplegingsrapport betreffende onder meer de regels voor de coördinatie en congestiebeheer 23 oktober 2023 – Engelstalige versie Niet-vertrouwelijk 31/31

🔗 Vers la source officielle

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