← België

Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van Elia Transmission Belgium N.V. tot wijziging van de modaliteiten en voorwaarden voor

(B)3023 27 juni 2025 Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van Elia Transmission Belgium N.V. tot wijziging van de modaliteiten en 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 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 Niet-vertrouwelijk CREG – Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 – www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 3

  1. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 4 1.
  2. Europees recht ....................................................................................................................... 4 1.1.
  3. Verordening (EU) 2019/943 (hierna: de Elektriciteitsverordening) .............................. 4 1.1.
  4. Verordening (EU) 2017/1485 (hierna: “SOGL”)............................................................. 6 1.1.
  5. Verordening (EU) 2015/1222 (hierna: “CACM”) ........................................................... 8 1.
  6. Belgisch recht ......................................................................................................................... 9 1.2.
  7. Gedragscode elektriciteit .............................................................................................. 9
  8. ANTECEDENTEN............................................................................................................................. 14
  9. RAADPLEGING ............................................................................................................................... 18
  10. ANALYSE VAN HET VOORSTEL ....................................................................................................... 19 4.
  11. Doel van het voorstel ........................................................................................................... 19 4.
  12. Voorafgaande opmerking .................................................................................................... 20 4.
  13. Invoering van minimale injectie- en afnameparameters tijdens de procedures voor de terugkeer naar het dagelijks programma.......................................................................................... 21 4.
  14. Opname van de aangeboden FCR-volumes in de controle van de procedures voor terugkeer naar het Dageljiks programma .......................................................................................................... 22 4.
  15. invoering van nieuwe procedures voor het koppelen van voorwaardelijke aanbiedingen in opstart-/afsluitprocedures ................................................................................................................ 22
  16. BESLISSING..................................................................................................................................... 23 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 24 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 24 BIJLAGE 3 ............................................................................................................................................... 24 Niet-vertrouwelijk 2/24 INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN ELEKTRICITEIT EN 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 en Voorwaarden voor de Programma-Agent (hierna: “Voorstel “). De aanvraag tot goedkeuring wordt door Elia ingediend met toepassing van de artikelen 46 en 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”) en de artikelen 128 en 129 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 congestiebeheer1 (hierna: “gedragscode elektriciteit”). Per brief van 22 april 2025 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 en de Voorwaarden voor de ProgrammaAgent, opgesteld in het Frans, het Nederlands en het Engels, met track changes en een cleane versie (Bijlage 1 van huidige beslissing); - Een verklarende nota in het Engels (Bijlage 2 van huidige beslissing) - Het raadplegingsrapport betreffende de Modaliteiten en de Voorwaarden voor de Programma-Agent, de Modaliteiten en Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor de Niet-Beschikbaarheidsplanning en de regels voor coördinatie en congestiebeheer, en de ontvangen reacties in het Engels (Bijlage 3 van huidige 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 27 juni
  17. 1 De eerste versie van de gedragscode is vastgesteld bij beslissing (B)2409 van 20 oktober 2022 en gewijzigd bij beslissing (B)2899 van 10 april 2025, gepubliceerd op 24 april
  18. Niet-vertrouwelijk 3/24
  19. WETTELIJK KADER 1.
  20. EUROPEES RECHT 1.1.
  21. Verordening (EU) 2019/943 (hierna: de Elektriciteitsverordening)
  22. In het kader van de coördinatie van eenheden en congestiebeheer in het algemeen 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. Specifiek in het kader van de T&C SA zijn in het bijzonder Artikel 7
(2)en Artikel 13 van de Elektriciteitsverordening relevant. 2. Artikel 7
(2)van de Elektriciteitsverordening bepaalt dat: 2.Day-ahead- en intradaymarkten:
  1. a)zijn zodanig georganiseerd dat deze niet-discriminerend zijn;
  2. b)zorgen ervoor dat alle marktdeelnemers zo goed mogelijk in staat zijn onbalansen te beheren;
  3. 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;
  4. 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;
  5. e)waarborgen de operationele veiligheid, waarbij tegelijkertijd een maximaal gebruik van de transmissiecapaciteit mogelijk wordt gemaakt;
  6. f)zijn transparant, waarbij tegelijkertijd het vertrouwelijke karakter van commercieel gevoelige informatie wordt beschermd, en zorgen ervoor dat handel op anonieme wijze plaatsvindt;
  7. g)maken geen onderscheid tussen handel binnen een biedzone en handel tussen biedzones, en
  8. 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 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: Niet-vertrouwelijk 4/24
  9. a)er geen marktgebaseerd alternatief beschikbaar is;
  10. b)alle beschikbare marktgebaseerde middelen zijn gebruikt;
  11. 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
  12. 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:
  13. a)de mate van ontwikkeling en effectiviteit van marktgebaseerde redispatchingsmechanismen voor elektriciteitsproductie-, energieopslagen vraagresponsinstallaties;
  14. b)de redenen, volumes in MWh en soorten productiebronnen die onderhevig zijn aan redispatching;
  15. 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),
  16. b)en
  17. 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-discriminerende criteria, zorgen de transmissiesysteembeheerders en de distributiesysteembeheerders ervoor dat:
  18. 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;
  19. 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;
  20. c)hun netten voldoende flexibel zijn zodat zij in staat zijn om hun netten te beheren. Niet-vertrouwelijk 5/24 6.Wanneer niet-marktgebaseerde neerwaartse redispatching wordt gebruikt, zijn de volgende beginselen van toepassing:
  21. 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;
  22. 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;
  23. d)neerwaartse redispatching overeenkomstig de punten a),
  24. b)en
  25. 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:
  26. 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;
  27. 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. 1.1.2. 4. Verordening (EU) 2017/1485 (hierna: “SOGL”) De doelstellingen van de SOGL worden in artikel 4 vastgelegd. 1.Met deze verordening worden de volgende doelstellingen nagestreefd:
  28. a)vaststellen van gemeenschappelijke eisen en beginselen ten aanzien van de operationele veiligheid;
  29. b)vaststellen van gemeenschappelijke geïnterconnecteerde systemen; beginselen inzake de planning van
  30. c)vaststellen van gemeenschappelijke belasting-frequentieregelprocessen en -structuren; Niet-vertrouwelijk 6/24
  31. d)voorzien in de voorwaarden voor het handhaven van de operationele veiligheid in de gehele Unie;
  32. e)voorzien in de voorwaarden voor het handhaven van een zeker frequentiekwaliteitsniveau in alle synchrone zones van de Unie;
  33. f)bevorderen van de coördinatie tussen systeembeheer en operationele planning;
  34. g)waarborgen en versterken van de transparantie en betrouwbaarheid van informatie over het beheer van transmissiesystemen;
  35. h)bijdragen tot de efficiënte exploitatie en ontwikkeling elektriciteitstransmissiesysteem en de elektriciteitssector in de Unie. van het 2. Bij de toepassing van deze verordening zorgen de lidstaten, bevoegde autoriteiten en systeembeheerders ervoor dat zij:
  36. a)de beginselen van evenredigheid en niet-discriminatie toepassen;
  37. b)de transparantie waarborgen;
  38. c)het beginsel toepassen van optimalisering tussen de hoogste totale efficiëntie en laagste totale kosten voor alle betrokken partijen;
  39. d)erop toezien dat de TSB's bij het waarborgen van de veiligheid en stabiliteit van het netwerk zo veel mogelijk gebruikmaken van marktwerking;
  40. e)de aan de relevante TSB toegewezen verantwoordelijkheid respecteren om de systeemveiligheid te waarborgen, inclusief als vereist door de nationale wetgeving;
  41. f)de relevante DSB's raadplegen en rekening houden met de potentiële effecten op hun systemen, en
  42. g)rekening houden met de overeengekomen Europese normen en technische specificaties. 5. Artikel 5 van de SOGL stelt vast dat transmissiesysteembeheerders (hierna: “TSB’s”) verplicht zijn om, op Europees en regionaal niveau, verschillende voorwaarden en methodologieën te ontwikkelen en ter goedkeuring in te dienen bij de betrokken regulerende instanties. 6. Artikel 6.5 van de SOGL bepaalt dat wanneer een individuele TSB op grond van deze verordening verplicht is of bevoegd is om eisen te specificeren of overeenkomsten te sluiten die niet in lid 4 worden genoemd, de lidstaten kunnen eisen dat deze eisen vooraf door de nationale regulerende instantie worden goedgekeurd: “Wanneer een afzonderlijke relevante systeembeheerder of TSB krachtens deze verordening vereist of gemachtigd is om niet in lid 4 genoemde eisen te specificeren of overeen te komen, kunnen de lidstaten met betrekking tot deze eisen voorafgaande goedkeuring van de bevoegde reguleringsinstantie vereisen.” 7. Een programma-agent (scheduling agent, hierna: “SA”) is een entiteit of zijn entiteiten die als taak hebben TSB's of, indien van toepassing, derden te voorzien van programma's van marktdeelnemers. 8. Artikel 110
(3)en 110
(4)van de SOGL bepaalt dat voor elke elektriciteitsproductie-installatie en elke verbruikersinstallatie, die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, de betrokken eigenaar een SA benoemt of zelf optreedt als SA. Elke marktdeelnemer en shipping agent die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, benoemt of treedt op als SA. Niet-vertrouwelijk 7/24 9. Artikel 111 van de SOGL vervolgt dat: “1. Elke programma-agent, met uitzondering van programma-agenten van shipping agents, legt aan de TSB, die de programmeringszone beheert, op verzoek van de TSB, en indien van toepassing aan een derde, de volgende programma's voor:
  1. a)productieprogramma's;
  2. b)verbruiksprogramma's;
  3. c)interne commerciële handelsprogramma's, en
  4. 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, en indien van toepassing aan een derde, de volgende programma's:
  5. a)externe commerciële handelsprogramma's in de vorm van:
  6. i)multilaterale uitwisselingen tussen de programmeringszone en een groep van andere programmeringszones;
  7. ii)bilaterale uitwisselingen tussen de programmeringszone en een andere programmeringszone;
  8. b)interne commerciële handelsprogramma's tussen de shipping agent en centrale tegenpartijen;
  9. c)interne commerciële handelsprogramma's tussen de shipping agent en andere shipping agents.” 10. Tot slot, bepaalt artikel 112
(5)van de SOGL dat elke SA van een shipping agent of, indien van toepassing, een centrale tegenpartij, aan de TSB's, op hun verzoek, verstrekt de waarden van de externe commerciële handelsprogramma's van elke programmeringszone die betrokken is bij marktkoppeling in de vorm van geaggregeerde verrekende externe programma's. 11. In het kader van deze T&C SA zijn bovendien ook de artikelen relevant 40, 46, 49 en 52 van de SOGL die rechtstreeks van toepassing zijn op de gegevensuitwisseling tussen de netgebruikers en de TSB, waaronder ook de prognosegegevens en realtimegegevens betreffende de hoeveelheid en beschikbaarheid van opgewekt werkzaam vermogen en werkzaam vermogensreserve, op day-aheaden intraday-basis. 1.1.3. Verordening (EU) 2015/12222 (hierna: “CACM”) 12. Tot slot bepaalt ook artikel 16 van CACM dat informatie over de beschikbaarheid van opwekkingseenheden en 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 en de daartoe voorziene methodologie. Dit voorstel voor een eenvormige methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens die vereist zijn om het gemeenschappelijk netwerkmodel op te stellen, wordt ontwikkeld door alle TSBs 2 Verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer Niet-vertrouwelijk 8/24 en met toepassing van artikel 9.6,
  1. c)door de CREG goedgekeurd bij beslissing (B)1593 van 12 januari 20173 1.2. BELGISCH RECHT 1.2.1. Gedragscode elektriciteit 13. In uitvoering van artikel 6.5 van de SOGL (paragraaf 5 van huidige beslissing) bepaalt artikel 3, §1 van de gedragscode elektriciteit dat de modaliteiten en 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 en de coördinatie van installaties van transmissienetgebruikers en hun toepassingsdomein: “Art. 123. § 1. Dit hoofdstuk bepaalt de regels betreffende de planning van de nietbeschikbaarheden, de programmering alsook de coördinatie van bepaalde installaties of groepen van installaties van transmissienetgebruikers om de operationele veiligheid, betrouwbaarheid en 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) en, 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 energieopslagfaciliteit van het type B, C of D overeenkomstig de maximumcapaciteitsdrempelwaarden bedoeld in het technisch reglement, in voorkomend als lokale energieopslagfaciliteit, 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. “ 15. Artikel 124 van de gedragscode elektriciteit bepaalt wie kan optreden als programma-agent of als verantwoordelijke van de niet-beschikbaarheidsplanning voor de elektrische installatie: Art. 124. De transmissienetgebruiker treedt op als programma-agent en als verantwoordelijke voor niet-beschikbaarheidsplanning voor de elektrische installatie die het voorwerp uitmaakt van, respectievelijk, een programmering en een nietbeschikbaarheidsplanning, zoals bedoeld in afdelingen 3.6.2.2. en 3.6.2.3. van deze gedragscode, of duidt een derde in die hoedanigheid aan. 3 https://www.creg.be/nl/publicaties/beslissing-b1593 Niet-vertrouwelijk 9/24 16. In het geval een installatie ook deelneemt aan één of meerdere balanceringsdiensten, bepaalt Artikel 129 het volgende: Art. 129. Wanneer een installatie ook deelneemt aan één of meerdere balanceringsdiensten, overeenkomstig titel 8.2, kan de programma-agent van de installatie enkel de betrokken transmissienetgebruiker of de betrokken aanbieder van balanceringsdiensten zijn. 17. Artikel 128 van de gedragscode elektriciteit bepaalt de volgende verplichtingen op vlak van programmering: Art. 128. § 1. Voor elke installatie bedoeld in artikel 123, § 2, 1° en 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° en 4°), informatie eisen over de programmering voor die verbruikseenheid, rekening houdend met de aard ervan. § 3. De programma-agent van de installatie verstuurt die informatie volgens de procedures zoals voorzien in de type-overeenkomst van de programma-agent bedoeld in artikel 131. 18. Artikel 130 van de gedragscode elektriciteit bepaalt de volgende verplichtingen betreffende de beschikbaarheidsstelling van beschikbaar vermogen: Art. 130. § 1. 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 en neerwaarts beschikbaar is, ter beschikking gesteld van de transmissienetbeheerder opdat die onder meer de corrigerende acties van redispatching kan uitvoeren. § 2. Het actief vermogen vanuit één of meerdere verbruikseenheden, bedoeld in artikel 2.4 van de Europese netcode DCC, kan op vrijwillige basis worden ter beschikking gesteld van de transmissienetbeheerder opdat die onder meer de corrigerende acties van redispatching kan uitvoeren. § 3. De programma-agent verstuurt deze energiebiedingen voor redispatching volgens de procedures zoals voorzien in de type-overeenkomst van de programma-agent bedoeld in artikel 131. § 4. Voor de verbruikseenheden binnen een lokaal transmissienet, een publiek distributienet of een CDS is de terbeschikkingstelling van actief vermogen onderworpen aan de voorafgaande toestemming van de lokale transmissienetbeheerder, de publieke distributienetbeheerder of de CDS-beheerder op wiens net de betrokken installaties zijn aangesloten en 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 aangepaste motivering, enkel 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 en/of de modaliteiten voor de kennisgeving van de door hem opgelegde limieten dienen te worden opgenomen in de type-overeenkomst van de programma-agent. Niet-vertrouwelijk 10/24 § 5. Onverminderd de eventuele bepalingen inzake coördinatie in de Europese netcodes en richtsnoeren, het technisch reglement, het herstelplan en het systeembeschermingsplan, bevatten de type-samenwerkingsovereenkomst bedoeld in artikel 3, § 1, h), en de typeaansluitingsovereenkomst bedoeld in artikel 3, § 1, a), de bepalingen inzake de coördinatie tussen de transmissienetbeheerder en de lokale transmissienetbeheerders en publieke distributienetbeheerders resp. de transmissienetbeheerder en de CDS-beheerders voor deelname van één of meerdere installaties van lokale transmissienetgebruikers, publieke distributienetgebruikers of CDS-gebruikers aan diensten voor coördinatie en congestiebeheer. 19. Artikel 131 van de gedragscode elektriciteit specifieert op de elementen die de typeovereenkomst van de programma-agent minstens moet te bevatten: Art. 131. § 1. Deze type-overeenkomst van de programma-agent bevat, met naleving van de bepalingen van de Europese richtsnoeren SOGL wat betreft programmering en redispatching, ten minste: 1° de operationele verplichtingen die gelden voor elektrische installaties evenals voor de programma-agent van die installaties en 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 en de mededelingen bepaald in de artikelen 132 en 134; 4° de modaliteiten en procedures betreffende het doorgeven van informatie, zoals het tijdsbestek voor de gegevensuitwisseling, de vorm, de details en 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 en de procedures met betrekking tot de inschrijving van het beschikbaar opwaarts en 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, en de omstandigheden waarin die aanpassingen aanleiding geven tot een vergoeding. Die eventuele vergoedingen moeten de aantoonbare en redelijke kosten dekken die rechtstreeks het gevolg zijn van de wijziging van dat 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, en dit zonder vergoeding; 10° de modaliteiten van een eventueel schadebeding en de omstandigheden waarin die van toepassing zijn. § 3. Overeenkomstig met artikel 128 en de procedures voorzien in de typeovereenkomst van de programma-agent, bevat de informatie verstuurd door de programma-agent ten minste de elektriciteitsproductieprogramma's en voor zover nodig, het verbruik van het actief vermogen.” Niet-vertrouwelijk 11/24 20. Artikelen 132, 133 en 134 van de gedragscode elektriciteit betreffen bijzondere bepalingen bij het beheer: “Art. 132. Wanneer de programma-agent voor een installatie aan de betrokken installatie de referentiewaarden geeft, bezorgt hij daar tegelijkertijd een kopie van aan de transmissienetbeheerder.” “Art. 133. § 1. Indien de transmissienetbeheerder een afwijking van die referentiewaarden, zoals bedoeld in artikel 132 of van de effectieve productie/het effectieve verbruik vaststelt ten opzichte van het laatst voorgelegde programma voor die installatie en 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 en/of krachtens de met de transmissienetbeheerder afgesloten contracten. § 3. In situaties zoals bedoeld in paragraaf 1, als de referentiewaarden en/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(
  2. s)en 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.” 21. Artikel 135 van de gedragscode elektriciteit handelt, vervolgens, over de interacties tussen de verschillende partijen belast met informatieverstrekking over een installatie: “Art. 135. § 1. De verschillende hieronder opgesomde gegevens die de betrokken partijen over een bepaalde installatie aan de transmissienetbeheerder bezorgen, moeten onderling samenhangend zijn: 1° het beschikbaarheidsplan ingediend door de verantwoordelijke voor de nietbeschikbaarheidsplanning voor een installatie krachtens artikel 125; 2° de programma's en 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; Niet-vertrouwelijk 12/24 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 en geüpdatete informatie betreffende de niet-beschikbaarheden en de prognoses van elektriciteitsproductie of verbruik van de installatie aan de verschillende in paragraaf 1 genoemde partijen en 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 en in dat laatste geval de betrokken partijen ervan op de hoogte brengen.” 22. Artikelen 136 en 137 van de gedragscode elektriciteit handelen, tenslotte, over de meetuitrustingen en 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, en de financiële afwikkeling na uitvoering van zijn taken te verzekeren, alsook om zijn wettelijke verplichtingen na te komen. De meetuitrustingen en hun onderdelen moeten voldoen aan de vereisten van de toepasselijke Belgische en internationale normen. De type-aansluitingsovereenkomst, de type-overeenkomst van de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning, de type-overeenkomst van de programma-agent en/of de type-overeenkomst voor de betrokken ondersteunende dienst regelen de manier waarop de meteropname wordt uitgevoerd. Art. 137. De overeenkomstig deze gedragscode en/of de toepasselijke regelgeving gesloten type-overeenkomsten bepalen, onder meer, de regels betreffende de meetuitrustingen, zoals de technische conformiteitscriteria en de regels betreffende de ingebruikname en het gebruik van de meetuitrustingen, het doorgeven en het ter beschikkingstellen van de meetgegevens, de toegang tot de installaties en de betalingsmodaliteiten. 23. Tot slot geven artikelen 240 tot 244 van de gedragscode elektriciteit de overgangsbepalingen aan. Met name artikel 240 en artikel 243 zijn relevant voor de huidige beslissing: Art. 240. 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. 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 en 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 13/24 2. ANTECEDENTEN 24. Op 12 november 2020 besliste de CREG over het voorstel van Elia voor de voorwaarden en modaliteiten voor de programma-agent (T&C SA). De CREG heeft het voorstel goedgekeurd met uitzondering van artikel I.7 van de Algemene Voorwaarden en mits enkele aanpassingen. Elia heeft aan de beslissing gevolg gegeven en 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 en operationele kader (CIPU-contract en CIPU-offshore-contract) naar een gereguleerd kader zoals bepaald in de SOGL en 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 en 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 en mits enkele aanpassingen. Elia heeft aan de beslissing gevolg gegeven en 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 en operationele kader (CIPU-contract en CIPU-offshore-contract) naar een gereguleerd kader zoals bepaald in de SOGL en 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 en het FTR inzake de onbeschikbaarheidsplanning, programmering en coördinatie van technische eenheden in nauw overleg met de betrokken belanghebbenden. 27. Voor de T&C OPA en T&C SA voorziet het iCAROS-project de volgende drie fases: - Fase 1 (= overgangsperiode): enkel verplichte deelname voor synchrone elektriciteitsproductie-eenheden (SPGM), Power Park Modules per primaire energiebron (PPM per primaire energiebron) en energieopslageenheden (ESD) met een geïnstalleerd vermogen van 25 MW en meer op het Elia net of via een GDSB geconnecteerd tot Elia net. [verplichte eenheden in het kader van het CIPU contract] - Fase 2 : enkel verplichte deelname voor SPGM, PPM per primaire energiebron en ESD met een geïnstalleerd vermogen van 1 MW en meer ongeacht hun aansluiting voor de OPA verplichting en voor de SA verplichting op het Elia net of via een GDSB geconnecteerd tot Elia net en 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. Deze fase is verdeeld in twee stappen met verschillende releases om een realistische implementatie mogelijk te maken. • Niet-vertrouwelijk Stap 1: Wijzigingen in verband met het proces voor het plannen van onbeschikbaarheid voor technische installaties die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB (of op een CDS dat is aangesloten op het netwerk van de TSB) en voor productie- en opslaginstallaties die zijn aangesloten op het netwerk van de DNB en op de congestie-indicator (CRI – Congestion Risk Indicator). 14/24 • - o Release 1: Implementatie van het volledige ontwerp van het proces voor het plannen van onbeschikbaarheid voor productie- en opslaginstallaties die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB (en op een CDS dat is aangesloten op het netwerk van de TSB) en waarvan de geïnstalleerde capaciteit gelijk is aan of groter is dan 25 MW. o Release 2: Uitbreiding van de CRI naar het lokale netwerk (< 150 kV tot 36/30 kV) en naar distributienetwerken. o Release 3: Implementatie van het volledige ontwerp van het proces voor de planning van onbeschikbaarheid voor productie- en opslaginstallaties die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB (of op een CDS dat is aangesloten op het netwerk van de TSB) en op het netwerk van de DSO met een geïnstalleerde capaciteit van 1 MW of meer, alsook voor verbruiksplaatsen die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB. Stap 2: Evolutie van de programmerings- en herverdelingsprocessen voor productie- en opslaginstallaties die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB (of op een CDS dat is aangesloten op het netwerk van de TSB) en van het programmeringsproces voor verbruiksplaatsen die zijn aangesloten op het netwerk van de TSB. Fase 3 : enkel verplichte deelname voor SPGM, PPM per primaire energiebron en ESD met een geïnstalleerd vermogen van 1 MW ongeacht hun aansluiting en 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 en 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 nietgereguleerde contractuele en operationele kader (CIPU-contract ondertekend door de BRP) over te gaan naar een contractueel en gereguleerd kader dat een duidelijk onderscheid maakt in de rollen en verantwoordelijkheden van de OPA (OPA-contract ondertekend door de OPA) en de SA (contract SA ondertekend door de SA), zoals bepaald in de SOGL en het FTR van 22 april 2019. 29. In deze beslissingen heeft de CREG gesteld dat: - de T&C OPA en T&C SA gelden voor alle elektriciteitsproductie-eenheden en energieopslageenheden 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 en 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 door de BRP waargenomen kan worden, en dat de BRP dus zowel het OPA-contract als het SA-contract ondertekent. - volgende technische eenheden vrijgesteld zijn van verplichte deelname: • Niet-vertrouwelijk productie-eenheden en energieopslageenheden 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
(1), 110 en 111 van de SOGL en 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
(21)van de T&C SA), 15/24 30. • verbruikersinstallaties die rechtstreeks dan wel via een GDSB op het transmissienet aangesloten: De gegevensuitwisseling zoals bedoeld in artikel 52
(1)en 53
(1)van de SOGL, beperkt tot de verbruikersinstallaties van grensoverschrijdend belang, is gebaseerd op standaardinformatie. Voor verbruikersinstallaties kan in deze overgangsperiode geen SA-contract worden afgesloten (Overweging
(22)van de T&C OPA), • productie-eenheden en energieopslageenheden 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 SA-contract te ondertekenen (Overweging
(23)van de T&C SA). Verder heeft de CREG in deze beslissingen gesteld dat: - De procedures gekend onder het vroegere CIPU-contract behouden blijven. Enkel de uitwisseling van informatie is opgesplitst om in lijn te zijn met de SOGL en 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. Op 29 februari 2024 besliste de CREG over het voorstel van Elia tot wijziging van de voorwaarden en modaliteiten voor de programma-agent (T&C SA). De CREG keurt het voorstel goed met uitzondering van artikel 2
(6), (
  1. b)en (
  2. c)zijnde de verhoging van de ‘prikkel factor’ van 0% naar 5% en 10% na respectievelijk 12 en 24 maanden voorgesteld in het kader van de controle van de activatie van redispatching energiebiedingen; en artikel II.15.4 inzake de prikkels betreffende de consistentiecontrole van gegevens, en mits enkele aanpassingen. De CREG identificeert bovendien verschillende elementen die Elia in rekening moet brengen bij een toekomstige herziening van de regels. 32. Het goedgekeurde voorstel voorziet in nieuwe design-elementen, waaronder de introductie van (
  3. i)expliciete redispatching energiebiedingen, (
  4. ii)freedom of dispatch in intraday, (iii) op kostengebaseerde vergoeding van redispatching in intraday, (
  5. iv)het concept ‘terugkeer naar dagelijks programma’ en (
  6. v)de controle op de geactiveerde redispatching energiebiedingen, de controle op de terugkeer naar dagelijks programma en de hierbij horende verrekeningen (voorgesteld onder de term ‘penaliteiten’ in de geconsulteerde versie). 33. Dit gewijzigd voorstel kadert in fase 1 van het iCAROS project dat een stapsgewijze omzetting van het huidige operationele kader naar een kader conform met het Belgische en Europese wettelijk kader beoogt. In deze fase wordt beroep gedaan op de overgangsbepalingen voorzien in artikel 243 van de gedragscode elektriciteit om het toepassingsdomein te beperken tot productie-eenheden en energieopslagfaciliteiten met een geïnstalleerd vermogen van 25 MW of meer, al dan niet rechtstreeks gekoppeld aan het transmissienet; en om de rol van de SA toe te kennen aan de BRP. De uitbreiding van het toepassingsdomein naar transmissiegekoppelde verbruiksinstallaties en productie-eenheden en energieopslagfaciliteiten van 1 MW of meer; en de splitsing van de rollen BRP en SA zijn voorzien in iCAROS fase 2. Niet-vertrouwelijk 16/24 34. Op 29 februari 2024 besliste de CREG over het voorstel van Elia tot wijziging van de voorwaarden en modaliteiten voor de verantwoordelijke voor de niet-beschikbaarheidsplanning (T&C OPA). De CREG keurt het voorstel goed met uitzondering van artikel II.12 inzake de prikkels betreffende de consistentiecontrole van gegevens en mits enkele aanpassingen. De CREG identificeert bovendien verschillende elementen die Elia in rekening moet brengen bij een toekomstige herziening van de T&C OPA. 35. Het goedgekeurde voorstel voorziet (
  7. i)in een vereenvoudiging en facilitering van wijzigingen in de beschikbaarheidsstatus van technische installaties dichter bij reële tijd, (
  8. ii)in conformiteit aan de in de Europese richtsnoer SOGL gedefinieerde beschikbaarheidsstatussen en (iii) de mogelijkheid tot opsplitsen van de rol van BRP en OPA zoals voorzien in de gedragscode elektriciteit. Dit voorstel kadert in fase 1 van het iCAROS project dat een stapsgewijze omzetting van het huidige operationele kader naar een kader conform met het Belgische en Europese wettelijk kader beoogt. In deze fase wordt beroep gedaan op de overgangsbepalingen voorzien in artikel 243 van de gedragscode elektriciteit om het toepassingsdomein te beperken tot productie-eenheden en energieopslagfaciliteiten met een geïnstalleerd vermogen van 25 MW of meer, al dan niet rechtstreeks gekoppeld aan het transmissienet. De uitbreiding van het toepassingsdomein naar transmissiegekoppelde verbruiksinstallaties en productie-eenheden en energieopslagfaciliteiten van 1 MW of meer, is voorzien in iCAROS fase 2.I 36. Bij brief van 22 april 2025 heeft de CREG het voorstel van Elia ter goedkeuring ontvangen. Bij de brief waren de volgende bijlagen gevoegd die relevant zijn voor deze beslissing: - Het voorstel tot wijziging van de Modaliteiten en de Voorwaarden voor de ProgrammaAgent, opgesteld in het Frans, het Nederlands en het Engels, met track changes en een cleane versie (Bijlage 1 van huidige beslissing); - Een verklarende nota in het Engels (Bijlage 2 van huidige beslissing) - Het raadplegingsrapport betreffende de Modaliteiten en de Voorwaarden voor de Programma-Agent, de Modaliteiten en Voorwaarden voor de Verantwoordelijke voor de Niet-Beschikbaarheidsplanning en de regels voor coördinatie en congestiebeheer, en de ontvangen reacties in het Engels (Bijlage 3 van huidige beslissing). 37. Dit Voorstel is een gevolg van een Return of Experience (REX) uitgevoerd door Elia van 23 januari 2025 tot 12 februari 2025 over fase 1 van het iCAROS-project, dat van toepassing is op de productieen opslagfaciliteiten aangesloten op het transmissienet en waarvoor het geïnstalleerd vermogen groter is dan of gelijk is aan 25 MW. Elia stelt in het kader daarvan volgende wijzigingen voor aan de T&C SA: - De DP_Pmin_inj/off wordt nu ook beschouwd in de terugkeer naar Dagelijkse Programma controle; - Het gevraagde FCR-volume wordt meegenomen in de terugkeer naar Dagelijkse Programma controle; - Nieuwe modaliteiten voor voorwaardelijke koppelingen voor Redispatching (RD) Energiebiedingen, Niet-vertrouwelijk 17/24 3. RAADPLEGING 38. Elia heeft over het Voorstel een openbare raadpleging georganiseerd van 6 maart 2025 tot 7 april 2025. 39. Bij de raadpleging is een verklarende nota in het Engels gevoegd (Bijlage 2 van huidige beslissing). 40. Tijdens de openbare raadpleging heeft Elia vier niet-vertrouwelijke reacties ontvangen van volgende belanghebbenden (Bijlage 3 van huidige beslissing): - Belgisch offshore-platform (BOP); - FEBEG; - FEBELIEC; - YUSO. 41. De CREG zal de opmerkingen van de marktpartijen en 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, en/of het antwoord van Elia. De opmerkingen en antwoorden opgenomen in het raadplegingsrapport waarmee de CREG het eens is, worden in huidige beslissing niet hernomen. 42. 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 en voldoende gedocumenteerd was. Bovendien heeft Elia, naar aanleiding van de feedback uit fase 1 van iCAROS, ook een informele raadpleging georganiseerd die beperkt was tot de impact voor de Programma-Agent, en die plaatsvond van 23 januari 2025 tot 12 februari 2025.Bovendien werd door Elia een mailing verstuurd naar alle op hun website geregistreerde personen. De duur van de openbare raadpleging bedroeg vier weken. De CREG is van oordeel dat de duur van de raadpleging voldoende lang was. Niet-vertrouwelijk 18/24 4. ANALYSE VAN HET VOORSTEL 4.1. DOEL VAN HET VOORSTEL 43. De T&C SA zijn de typeovereenkomst van toepassing op de SA, zoals beschreven in artikel 131, van de gedragscode elektriciteit. De T&C SA bepalen onder meer welke informatie naar de TSB moet worden verstuurd wat betreft programma’s actief vermogen en redispatching, de modaliteiten en procedures voor die gegevensuitwisseling, de mechanismes voor het aanpassen van het programma en de omstandigheden waarin die aanpassingen of redispatching aanleiding geven tot een vergoeding. 44. 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 en het waarborgen van de operationele netveiligheid. De T&C SA betreffen de programma’s van actief vermogen vanaf Week-5 tot reële tijd en ook de incrementele (I) en decrementele (D) biedprijzen voor redispatching. 45. 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 en intraday individuele netwerkmodellen op en 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 en 79 van de SOGL. Hierop voeren ze de operationele veiligheidsanalyse uit en coördineren ze remediërende acties om de operationele veiligheidsgrenzen te respecteren, conform artikel 75 en 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
(1)
  1. e)en 55
  2. c)van de SOGL. De SA bezorgt de TSB daarom ook de informatie betreffende het opwaarts en neerwaarts beschikbaar actief vermogen en redispatch biedingen. 46. Zoals toegelicht in de paragrafen 26 en 27 van huidige beslissing, zijn vandaag enkel elektriciteitsproductie-eenheden en energieopslagfaciliteiten 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 en redispatch biedprijzen. Op basis van artikel 128 van de gedragscode elektriciteit wordt deze verplichting uitgebreid naar andere categorieën van technische eenheden en dienen de modaliteiten en voorwaarden opgenomen te worden in de T&C SA. De gedragscode elektriciteit voorziet in de artikelen 240 en 243 van de gedragscode elektriciteit weliswaar een overgangsperiode om geleidelijk over te stappen naar een gereguleerd contractueel kader conform het Europese en 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 en artikel 243 van de gedragscode elektriciteit. 47. De T&C SA goedgekeurd door de CREG in 2024 in haar beslissing (B)2750 situeren zich eveneens nog in de transitieperiode van ‘iCAROS fase 1’. Deze wijziging behoudt de beperking van de verplichting tot het indienen van programma’s en deelname aan redispatching (hierna: ‘RD Energy Bids’) voor de elektriciteitsproductie-eenheden en energieopslagfaciliteiten met een nominaal vermogen groter of Niet-vertrouwelijk 19/24 gelijk aan 25 MW, rechtstreeks of via een transmissiegekoppelde CDS aangesloten op het transmissienet en 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 en 243 van de gedragscode elektriciteit. 48. Het Voorstel, ingediend door Elia op 22 april 2025, is een gevolg van een Return of Experience (REX) uitgevoerd door Elia van 23 januari 2025 tot 12 februari 2025 over fase 1 van het iCAROS-project. De doelstellingen van huidig Voorstel zijn de volgende: - De invoering van minimale injectie- en onttrekkingsparameters (DP_Pmin_inj/off) bij procedures voor terugkeer naar het dagelijks programma. - De opname van de aangeboden FCR-volumes in de controle van de procedures voor terugkeer naar het dagelijks programma. - De invoering van nieuwe modaliteiten voor de koppeling van voorwaardelijke aanbiedingen in het kader van de “start-up/shut-down”-procedures. 49. Een grondige herziening van de T&C SA is voorzien in de volgende fases van het iCAROS-project wanneer de verplichting voor het ondertekenen van het SA-contract uitgebreid wordt naar de andere categorieën opgenomen in artikel 123 van de gedragscode elektriciteit (zie paragraaf 27 van huidige beslissing). 50. De onderstaande analyse van de CREG zal worden gestructureerd op basis van de doelstellingen van het voorstel. 4.2. VOORAFGAANDE OPMERKING 51. De CREG heeft ELIA gevraagd om bij de volgende herziening van de Voorwaarden voor de Programma-Agent rekening te houden met de opmerkingen in de paragrafen 65, 67, 69, 73, 77, 79, 80, 84, 91, 93, 94, 104, 105, 114, 115, 116, 128, 133 en 135 van beslissing (B)2750. Aangezien het doel van dit voorstel is om snel verbeteringen aan te brengen in het regelgevend kader na een terugkoppelingsprocedure, aanvaardt de CREG dat deze opmerkingen niet in aanmerking zullen worden genomen voor dit voorstel gezien de beperkte omvang van de wijzigingen. De CREG blijft echter bij haar verzoek om er rekening mee te houden bij de volgende herziening van de T&C SA. 52. De CREG heeft ELIA ook gevraagd om rekening te houden met de opmerkingen in de paragrafen 84, 98, 99, 104 en 115 van beslissing (B)2750. Deze opmerkingen hebben betrekking op de analyse en het opvolgingsverslag over de naleving van de voorwaarden voor de Programma-Agent en mogelijke verbeteringen. De CREG waardeert het monitoringproces dat werd opgestart voor de activeringscontrole (paragraaf 98 van beslissing (B)2750), de controle van de Terugkeer naar het dagelijks programma (paragraaf 99 van beslissing (B)2750) en de controle van de volledigheid en consistentie van de gegevens (paragraaf 104 van beslissing (B)2750). De CREG vraagt ELIA om haar monitoringinspanningen voort te zetten om na te gaan of de Voorwaarden voor de Programma-Agent moeten worden aangepast. 53. De CREG waardeert de inspanningen van ELIA tijdens deze terugkoppelingsprocedure en voor de snelle implementatie van oplossingen. Niettemin blijven er bepaalde technische problemen bestaan, zoals aangekaart door FEBEG tijdens de formele openbare raadpleging. De CREG vraagt ELIA dan ook om de dialoog met de stakeholders voort te zetten en een oplossing te vinden voor onder meer het probleem van het schrappen van de tijdsreeksen van de biedingen bij de volgende herziening van de Voorwaarden voor de Programma-Agent. Niet-vertrouwelijk 20/24 4.3. INVOERING VAN MINIMALE INJECTIE- EN AFNAMEPARAMETERS TIJDENS DE PROCEDURES VOOR DE TERUGKEER NAAR HET DAGELIJKS PROGRAMMA 54. De CREG aanvaardt de invoering van minimale injectie- en afnameparameters tijdens de procedures voor de terugkeer naar het dagelijks programma. Volgens de CREG is deze wijziging noodzakelijk om de kwaliteit van de door de Programma-Agenten ingediende programma's te waarborgen. De CREG wil vermijden dat prikkels worden ingevoerd die de kwaliteit van de programma's in het gedrang brengen. In het bijzonder wil de CREG de hieronder beschreven situatie vermijden. Een Programma-Agent van een windturbine voorspelt op basis van windvoorspellingen een bepaalde productie onder zijn technisch minimum (DP_Pmin_inj/off). De Programma-Agent wil misschien een programma indienen op zijn technisch minimum in plaats van op zijn voorspelde positie om zichzelf te beschermen tegen een voorspellingsfout. Als de Programma-Agent de wind inderdaad heeft onderschat en een Terug naar dagelijks programma-instructie ontvangt, kan het zijn dat hij moet terugkeren naar een positie onder zijn technisch minimum als hij een programma indient op basis van zijn voorspelling. In de bovenstaande situatie zou de Programma-Agent een prikkel hebben om een onjuist programma in te dienen, wat mogelijk de kwaliteit van de veiligheidsanalyses en de effectiviteit van de redispatchingmaatregelen zou kunnen ondermijnen. Bij uitbreiding zou dit kunnen leiden tot een toename van de volumes en kosten van het congestiebeheer. De CREG is voorstander van een regelgevend kader dat de agenten verantwoordelijk maakt voor hun acties. De CREG wil niet dat het risico van de agenten bij het indienen van programma's wordt gedekt door het gebruik van een technisch minimum, maar de noodzaak om de kwaliteit van de programma's te garanderen, maakt deze maatregel noodzakelijk. 55. Daarom vraagt de CREG aan ELIA om het gebruik van een technisch minimum te controleren bij de terugkeer naar het dagelijks programma. Afhankelijk van de resultaten van de monitoring zal beslist worden of een aanpassing van de Voorwaarden voor Programma-Agenten nodig is. 56. De CREG vraagt ELIA ook om de mogelijkheid te analyseren om minimale en maximale dynamische afname- en productieparameters te gebruiken voor weersafhankelijke technologieën. Het technische minimum voor een windturbine zou bijvoorbeeld kunnen worden bepaald op basis van het beschikbare actieve vermogen (AAP). 57. De CREG is zich bewust van het door FEBELIEC aangehaalde probleem met betrekking tot het gebrek aan transparantie in het proces voor het indienen en rechtvaardigen van de technische parameters voorzien in Bijlage 1 en beschreven in artikel II.3.14. Dit transparantieprobleem heeft betrekking op het verzamelen van de technische structurele parameters in de verschillende gereguleerde contracten, maar ook op de exploitatiekostenparameters voor de voorwaarden voor de programma-agent en de voorwaarden voor de verantwoordelijke voor de nietbeschikbaarheidsplanning. De CREG vraagt ELIA om hierover een discussie op gang te brengen in de MIGO-werkgroep. Deze discussie zou moeten gaan over (
  3. i)de richtlijnen die gevolgd worden tijdens dergelijke besprekingen, (
  4. ii)de referentiecriteria die gebruikt worden om de plausibiliteit van de verstrekte gegevens in te schatten en (iii) het controleproces dat gebruikt wordt om de geldigheid van de parameters in de tijd te garanderen. Deze analyse zal het ook mogelijk maken het proces voor het verzamelen van Niet-vertrouwelijk 21/24 parameters te systematiseren in het kader van de uitbreiding van iCAROS tot eenheden van minder dan 25 MW. 4.4. OPNAME VAN DE AANGEBODEN FCR-VOLUMES IN DE CONTROLE VAN DE PROCEDURES VOOR TERUGKEER NAAR HET DAGELJIKS PROGRAMMA 58. De CREG aanvaardt de wijzigingen met betrekking tot de opname van de aangeboden FCRvolumes in de controle van de procedures voor terugkeer naar het dagelijks programma. 59. De CREG vraagt aan ELIA om, vóór publicatie op haar website, een materiële fout te corrigeren die werd aangetroffen in een formule voor de controle van een Terugkeer naar het Dagelijks Programma in bijlage 9.1. De fout zit in de correctieformule voor balanceringsenergie voor een opwaartse redispatch. De term "FCR offered volume down" moet worden geschrapt en niet toegevoegd, aangezien "FCR offered volume" altijd een positieve waarde heeft, in tegenstelling tot "FRR supplied", die positief of negatief kan zijn afhankelijk van de activeringsrichting. 60. De CREG vraagt ELIA om in de volgende herziening van de T&C SA het "aangeboden FCR" te vervangen door het "gevraagde FCR", in overeenstemming met de wijzigingen die zijn aangenomen in de volgende herziening van de T&C BSP FCR, goedgekeurd door de CREG. 4.5. INVOERING VAN NIEUWE PROCEDURES VOOR HET KOPPELEN VAN VOORWAARDELIJKE AANBIEDINGEN IN OPSTART/AFSLUITPROCEDURES 61. De CREG aanvaardt de wijzigingen met betrekking tot de invoering van nieuwe voorwaarden voor de koppeling van voorwaardelijke aanbiedingen in het kader van "start-up/shut-down" procedures. Niet-vertrouwelijk 22/24 5. BESLISSING Met toepassing van artikel 3 §1 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 van Elia Transmission Belgium N.V. betreffende de Voorwaarden voor de Programma-Agent ingediend per brief van 22 april 2025 goed. Vervolgens wordt aan Elia Transmission Belgium N.V. gevraagd om alvorens over te gaan tot publicatie op haar website van het goedgekeurd voorstel betreffende de Voorwaarden voor de ProgrammaAgent gevolg te geven aan de opmerking geformuleerd in paragraaf 59 van huidige beslissing. Daarnaast vraagt de CREG dat Elia Transmission Belgium N.V rekening houdt met de opmerkingen geformuleerd in paragrafen 51, 52, 53, 55, 56 en 57 van huidige beslissing. Tot slot vraagt de CREG dat Elia bij een eerstkomend voorstel tot wijziging van de Voorwaarden voor de Programma-Agent rekening houdt met de opmerkingen geformuleerd in paragraaf 60 van huidige beslissing. De goedgekeurde wijzigingen betreffende de Voorwaarden voor de Programma-Agent ingediend per brief van 22 april 2025 treden in werking op datum van publicatie ervan op de website van Elia Transmission Belgium N.V.  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 23/24 BIJLAGE 1 Voorstel tot wijziging van de T&C SA in track changes en cleane versie 22 april 2025 – Nederlandstalige, Franstalige en Engelstalige versie BIJLAGE 2 Verklarende nota 22 april 2025 – Engelstalige versie BIJLAGE 3 Raadplegingsverslag met de individuele reacties 18 april 2025 – Engelstalige versie Individuele antwoorden : - BOP – Engels – 31 maart 2025 - FEBEG – Engels – 7 april 2025 - Febeliec – Engels – niet gedateerd - YUSO – Engels – niet gedateerd Niet-vertrouwelijk 24/24

🔗 Vers la source officielle

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