Beslissing tot afwijking ex ante van de marktgebaseerde verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de leveringsperi

Beslissing (B)3120 8 januari 2026 Beslissing tot afwijking ex ante van de marktgebaseerde verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de leveringsperiode 2027-2029 Artikel 8, §1/1, derde lid, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, alsook artikel 208, §§§2 tot 4, van de gedragscode van de CREG van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor aansluiting op en toegang tot het transmissienet en de methoden voor de berekening of vaststelling van de voorwaarden met betrekking tot de vrijstelling van ondersteunende diensten en toegang tot grensoverschrijdende infrastructuur, met inbegrip van de procedures voor de toewijzing van capaciteit en het congestiebeheer, zoals laatstelijk gewijzigd bij beslissing (B)2984 van de CREG van 9 oktober 2025 Niet-vertrouwelijk CREG - Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 - www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 4 1. WETTELIJK KADER ............................................................................................................................ 5 1.1. 1.1.1. De richtlijn (EU) 2019/944 ............................................................................................. 5 1.1.2. De Europese netcodes................................................................................................... 6 1.2. 2. 3. Europees recht ....................................................................................................................... 5 Nationaal recht ...................................................................................................................... 9 1.2.1. De elektriciteitswet ....................................................................................................... 9 1.2.2. De gedragscode ........................................................................................................... 11 1.2.3. Het federaal technisch reglement............................................................................... 13 ANTECEDENTEN............................................................................................................................. 14 2.1. Algemeen ............................................................................................................................. 14 2.2. Raadpleging.......................................................................................................................... 15 CONTEXT VAN DE AFWIJKING ....................................................................................................... 16 4. EVALUATIE VAN ALGEMENE OPMERKINGEN ONTVANGEN IN HET KADER VAN DE OPENBARE RAADPLEGING ....................................................................................................................................... 17 4.1. Noodzaak afwijking marktgebaseerde aanpak .................................................................... 17 4.1.1. Voorstel tot ex ante afwijking voor SPGM, onshore PPM en SPM ............................. 19 4.1.2. Voorstel tot behoud van ex post evaluatie met mogelijke afwijking voor andere categorieën van technische eenheden ......................................................................................... 20 4.2. 5. Aanbesteding met ex ante bepaalde technologie-afhankelijke prijsplafonds .................... 20 4.2.1. Activatieprijzen............................................................................................................ 20 4.2.2. BRP-perimetercorrectie in compensator modus ........................................................ 22 4.2.3. Ontkoppeling van prijsbanden .................................................................................... 23 4.2.4. Investeringskosten en operationele kosten ................................................................ 24 4.2.5. Jaarlijkse operationele kosten..................................................................................... 24 4.2.6. Investeringskosten ...................................................................................................... 25 4.2.7. Noodzaak om te aligneren met regionale regulatoren ............................................... 27 4.2.8. periode Noodzaak om technische eenheden te kunnen contracteren tijdens de contractuele ..................................................................................................................................... 28 AFWIJKING VAN DE MARKTWERKING ........................................................................................... 28 5.1. Deelname aan de dienst ...................................................................................................... 29 5.2. Aangeboden volume ............................................................................................................ 29 5.3. Prijsregulering ...................................................................................................................... 30 5.3.1. Optie 1: Ex ante afwijking met een technologie-specifieke gereguleerde prijs.......... 31 5.3.2. Optie 2: Tender met een prijsplafond in functie van de technologie ......................... 31 Niet-vertrouwelijk 2/52 5.3.3. Optie 3: Tender met een referentieprijs met een mogelijke ex postafwijking ........... 32 5.3.4. Optie 4: Een unieke prijs voor alle biedingen ............................................................. 32 5.3.5. situatie) Optie 5: Tender zonder omkadering met een mogelijke ex postafwijking (huidige ..................................................................................................................................... 33 5.3.6. Optie 6: ‘Pay as Bid’ zonder afwijking, noch ex ante, noch ex post ............................ 33 5.3.7. Optie 7: ‘Pay as Cleared’ met value-based prijsplafond ............................................. 33 5.3.8. Conclusie van de evaluatie van de verschillende opties ............................................. 34 6. AFWIJKING EX ANTE MET HET OOG OP DE ECONOMISCH EFFICIËNTE LEVERING VAN DE BLINDVERMOGENSDIENST .................................................................................................................... 37 6.1. Variabele prijscomponent.................................................................................................... 37 6.1.1. Actieve vermogenverliezen ......................................................................................... 39 6.1.2. Elektriciteitsprijs voor het vergoeden van energieverliezen....................................... 41 6.1.3. Risico’s voor outage .................................................................................................... 42 6.2. Vaste prijscomponenten ...................................................................................................... 43 6.2.1. Operationele kosten.................................................................................................... 43 6.2.2. Investeringskosten ...................................................................................................... 43 6.3. Prijsindexering ..................................................................................................................... 44 6.4. Overzicht van plafonds, forfaits en referentieprijzen .......................................................... 45 6.5. Voorbeelden van biedingen en berekening van vergoedingen ........................................... 46 6.5.1. Voorbeeld 1 ................................................................................................................. 46 6.5.2. Voorbeeld 2 ................................................................................................................. 47 7. DUUR VAN DE AFWIJKING ............................................................................................................. 49 8. BESLUIT .......................................................................................................................................... 49 BIJLAGE 1 ............................................................................................................................................... 52 BIJLAGE 2 ............................................................................................................................................... 52 Niet-vertrouwelijk 3/52 INLEIDING De Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) verleent hierna een afwijking ex ante aan de NV Elia Transmission Belgium (hierna: Elia) voor de marktgebaseerde verstrekking van blindvermogensdiensten voor de leveringsperiode 2027-2029 met toepassing van artikel 8, §1/1, derde lid, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna: de elektriciteitswet), en artikel 208, §§2 tot 4, van de gedragscode van de CREG van 20 oktober 2022 tot vaststelling van de voorwaarden voor aansluiting en toegang tot het transmissienet en de methoden voor de berekening of de bepaling van de voorwaarden met betrekking tot de levering van ondersteunende diensten en de toegang tot de grensoverschrijdende infrastructuur, met inbegrip van de procedures voor de toewijzing van capaciteit en het congestiebeheer, laatst gewijzigd bij beslissing (B)2984 van de CREG van 9 oktober 2025 (hierna: de gedragscode). Deze beslissing is gebaseerd op het evaluatieverslag (RA)3125 van de CREG betreffende het economisch efficiënt karakter van de verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de periode 2025-2030 , dat eveneens is opgesteld met toepassing van artikel 8, §1/1, derde lid, van de elektriciteitswet, en artikel 208, §3, van de gedragscode, en dat als bijlage 1 bij deze beslissing is gevoegd (hierna: evaluatieverslag van de CREG). De CREG organiseerde een openbare raadpleging over haar ontwerpbeslissing (B)3120 en het bovengenoemde evaluatieverslag van 24 oktober 2025 tot en met 21 november 20251. De CREG heeft op 21 november 2025 vier niet-vertrouwelijke reacties ontvangen, te weten van BOP, Elia, FEBEG en Febeliec. De CREG ontving ook reacties van BASF en BSTOR die een deel van hun antwoord als vertrouwelijk hebben aangemerkt. In bijlage 2 worden de niet-vertrouwelijke versies van de consultatiereacties toegevoegd. Deze beslissing werd genomen door het directiecomité van de CREG op 8 januari 2026. 1 Ontwerpbeslissing (B)3120 van 23 oktober 2025 tot afwijking ex ante van de marktgebaseerde verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de leveringsperiode 2027-2029 en het Evaluatieverslag (RA3125 betreffende het economisch efficiënt karakter van de verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de periode 2025-2030, https://www.creg.be/nl/openbare-raadplegingen/prd3120-prd3125 Niet-vertrouwelijk 4/52 1. WETTELIJK KADER 1.1. EUROPEES RECHT 1.1.1. De richtlijn (EU) 2019/944 1. De richtlijn (EU) 2019/9442 bevat in artikel 40 de relevante bepalingen omtrent het verstrekken van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten. Dit artikel bepaalt het volgende : “Taken van transmissiesysteembeheerders 1. Elke transmissiesysteembeheerder heeft de volgende verantwoordelijkheden:

1. a)ervoor zorgen dat het systeem op lange termijn kan voldoen aan een redelijke vraag naar transmissie van elektriciteit en zorgen voor het beheer, het onderhoud en de ontwikkeling van veilige, betrouwbare en efficiënte transmissiesystemen, met inachtneming van het milieu, n nauwe samenwerking met aangrenzende transmissiesysteembeheerders en distributiesysteembeheerders;
2. b)zorgen voor afdoende middelen om te voldoen aan zijn verplichtingen;
3. c)bijdragen tot de voorzieningszekerheid door te zorgen voor toereikende transmissiecapaciteit en betrouwbaarheid van het systeem;
4. d)het beheer van de elektriciteitsstromen op het systeem, waarbij hij rekening houdt met het elektriciteitsverkeer van en naar andere stelsels van systemen. Daartoe zorgt de transmissiesysteembeheerder voor een veilig, betrouwbaar en efficiënt elektriciteitssysteem en ziet er in dit verband op toe dat de nodige ondersteunende diensten beschikbaar zijn, waaronder op het gebied van vraagrespons en energieopslagfaciliteiten, voor zover die beschikbaarheid onafhankelijk is van andere transmissiesystemen waaraan zijn systeem gekoppeld is;
5. e)de beheerder van andere systemen waaraan zijn systeem is gekoppeld, voldoende informatie verschaffen om het zeker en efficiënt beheer, de gecoördineerde ontwikkeling en de interoperabiliteit van het stelsel van systemen te waarborgen; […]
6. i)ondersteunende diensten kopen om de operationele veiligheid te waarborgen; […] 4. Bij de uitvoering van de in lid 1, onder i), bedoelde taak koopt de transmissiesysteembeheerder balanceringsdiensten onder voorwaarde van:
7. a)transparante, niet-discriminerende en marktgebaseerde procedures;
8. b)de deelname van alle in aanmerking komende elektriciteitsbedrijven en marktdeelnemers, waaronder marktdeelnemers die energie uit hernieuwbare bronnen aanbieden, marktdeelnemers die aan vraagrespons doen, exploitanten van energieopslagfaciliteiten en marktdeelnemers die aan aggregatie doen. Voor de toepassing van de eerste alinea, onder b), stellen regulerende instanties en transmissiesysteembeheerders, in nauwe samenwerking met alle marktdeelnemers, technische vereisten op voor deelname aan deze markten op basis van de technische kenmerken van die markten. 2 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 (herschikking) Niet-vertrouwelijk 5/52 5. Lid 4 is van toepassing op de verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten door transmissiesysteembeheerders, tenzij de regulerende instantie heeft tot het oordeel is gekomen dat de markt- gebaseerde verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten economisch niet efficiënt is en een afwijking heeft toegestaan. Het regelgevingskader zorgt er in het bijzonder voor dat transmissiesysteembeheerders degelijke diensten kunnen kopen van aanbieders van vraagrespons of energieopslag, en bevorderen de acceptatie van energie-efficiëntiemaatregelen, wanneer die de noodzaak tot uitbreiden of vervangen van elektriciteitscapaciteit op kosten-efficiënte wijze verlichten en het efficiënt en veilig beheer van het transmissiesysteem ondersteunen. 6. De transmissiesysteembeheerders, onder voorbehoud van goedkeuring door de regulerende instantie, of de regulerende instantie zelf, voorzien, ten minste op landelijk niveau, in een transparant en participatief proces waarbij alle potentiële systeemgebruikers en de distributiesysteembeheerder betrokken zijn, de specificaties voor het kopen van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten en, indien van toepassing, gestandaardiseerde marktproducten voor de desbetreffende diensten. De specificaties waarborgen de effectieve en niet-discriminerende deelname van alle marktdeelnemers, waaronder marktdeelnemers die energie uit hernieuwbare bronnen aanbieden, marktdeelnemers die aan vraagrespons doen, exploitanten van energieopslagfaciliteiten en marktdeelnemers die aan aggregatie doen. De transmissiesysteembeheerders wisselen alle noodzakelijke informatie uit en werken samen met de distributiesysteembeheerders om voor een optimaal gebruik van hulpbronnen te zorgen, het veilige en efficiënte beheer van het systeem te waarborgen en de marktontwikkeling te bevorderen. De transmissiesysteembeheerders ontvangen een passende vergoeding voor de aankoop van dergelijke diensten, zodat zij ten minste de overeenkomstige redelijke kosten kunnen terugverdienen, zoals de noodzakelijke uitgaven voor informatie- en communicatietechnologie en infrastructuurkosten. 7. De in lid 5 bedoelde verplichting om niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten te kopen is niet van toepassing op volledig geïntegreerde netwerkcomponenten. 8. […]” (eigen nadruk) 2. Het begrip “niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst” wordt in artikel 2, 49), van de richtlijn (EU) 2019/944 gedefinieerd als volgt: “een dienst die wordt gebruikt door een transmissie- of distributiesysteembeheerder voor spanningsregeling in stationaire toestand, snelle blindstroominjecties, inertie voor plaatselijke netstabiliteit, kortsluitstroom, blackstartmogelijkheden en inzetbaarheid in eilandbedrijf;”. 1.1.2. De Europese netcodes 3. De artikelen 108 en 109 van de Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen (“SOGL”) bepalen het volgende in verband met ondersteunende diensten en meer specifiek ondersteunende blindvermogensdiensten (die een niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst vormen): “Artikel 108 Ondersteunende diensten 1. Elke TSB ziet toe op de beschikbaarheid van ondersteunende diensten. 2. Met betrekking tot de werkzaam- en blindvermogensdiensten, en in samenspraak met andere TSB's wanneer dat passend is, zorgt elke TSB ervoor dat:
9. a)hij de inkoop van ondersteunende diensten ontwerpt, organiseert en beheert;
10. b)hij erop toeziet, op basis van de overeenkomstig titel 2 van deel II verstrekte gegevens, of het niveau en de locatie van beschikbare ondersteunende diensten toelaten om de operationele veiligheid te waarborgen, en Niet-vertrouwelijk 6/52
11. c)hij gebruikmaakt van alle economisch doelmatige en haalbare middelen om het benodigde niveau van ondersteunende diensten in te kopen. 3. Elke TSB publiceert de reservecapaciteitsniveaus die nodig zijn om de operationele veiligheid te behouden. 4. Elke TSB deelt het beschikbare niveau van de reserves werkzaam vermogen op verzoek mee aan andere TSB's. Artikel 109 Ondersteunende blindvermogensdiensten 1. Voor elk tijdsbestek voor operationele planning beoordeelt elke TSB, afgezet tegen zijn prognoses, of zijn beschikbare ondersteunende blindvermogensdiensten volstaan om de operationele veiligheid van het transmissiesysteem te behouden. 2. Om de efficiëntie van de werking van de elementen van zijn transmissiesysteem te verhogen, ziet elke TSB toe op:
12. a)de beschikbare blindvermogenscapaciteit van elektriciteitsproductie-installaties;
13. b)de beschikbare blindvermogenscapaciteit van transmissiegekoppelde verbruikersinstallaties;
14. c)de beschikbare blindvermogenscapaciteit van DSB's;
15. d)de beschikbare transmissiegekoppelde apparatuur die wordt ingezet voor de levering van blind vermogen, en
16. e)de ratio's van werkzaam- en blindvermogen bij de interface tussen het transmissiesysteem en transmissiegekoppelde distributiesystemen. 3. Wanneer het niveau van ondersteunende blindvermogensdiensten niet volstaat om de operationele veiligheid te behouden, zorgt elke TSB ervoor dat:
17. a)hij de buur-TSB's daarvan in kennis stelt, en
18. b)hij remediërende maatregelen opstelt en deze uitvoert overeenkomstig artikel 23.” 4. De artikelen 28 en 29 van SOGL bepalen verder wat volgt in verband met spanningsregeling en blindvermogensbeheer: “Artikel 28 Verplichtingen van SNG's met betrekking tot spannings- en blindvermogensbeheer in het systeembeheer 1. Uiterlijk drie maanden na de inwerkingtreding van deze verordening informeren alle SNG's die transmissiegekoppelde elektriciteitsproductie-eenheden zijn die niet vallen onder artikel 16 van Verordening (EU) 2016/631, of die HVDC-systemen zijn die niet vallen onder artikel 18 van Verordening (EU) 2016/1447, hun TSB over hun geschiktheid met betrekking tot de spanningseisen van artikel 16 van Verordening (EU) 2016/631 of van artikel 18 van Verordening (EU) 2016/1447, met vermelding van hun spanningscapaciteit en de tijd die zij kunnen werken zonder te worden afgesloten. 2. SNG's die verbruikersinstallaties zijn die vallen onder de vereisten van artikel 3 van Verordening (EU) 2016/1388 worden niet afgesloten bij een storing binnen de in artikel 27 genoemde spanningsbereiken. Uiterlijk drie maanden na de inwerkingtreding van deze verordening informeren alle SNG's die transmissiegekoppelde verbruikersinstallaties zijn en die niet vallen onder artikel 3 van Verordening (EU) 2016/1388 hun TSB over hun geschiktheid met betrekking tot de spanningseisen van bijlage II van Verordening (EU) 2016/1388, met vermelding van hun spanningscapaciteit en de tijd die zij kunnen werken zonder te worden afgesloten. 3. Elke SNG die een transmissiegekoppelde verbruikersinstallatie is, dient de richtwaarden voor blindvermogen, de bereiken van de arbeidsfactor en spanningsrichtwaarden voor spanningsregeling te handhaven binnen het bereik dat hij overeenkomstig artikel 27 met zijn TSB is overeengekomen. Niet-vertrouwelijk 7/52 Artikel 29 Verplichtingen van alle TSB's met betrekking tot spannings- en blindvermogensbeheer in het systeembeheer 1. Indien de spanning op een aansluitpunt naar het transmissiesysteem zich buiten het in de tabellen 1 en 2 van bijlage II bij deze verordening aangegeven bereik bevindt, treft elke TSB remediërende maatregelen voor spanningsregeling en blindvermogensbeheer overeenkomstig artikel 22, lid 1, onder c), van deze verordening teneinde de spanningswaarde op het aansluitpunt terug te brengen binnen het in bijlage II aangegeven bereik en binnen de daartoe in artikel 16 van Verordening (EU) 2016/631 en artikel 13 van Verordening (EU) 2016/1388 aangegeven tijdsgrens. 2. Elke TSB houdt in zijn operationeleveiligheidsanalyse rekening met de spanningswaarden waarbij transmissiegekoppelde SNG's die niet zijn onderworpen aan de vereisten van Verordening (EU) 2016/631 of Verordening (EU) 2016/1388 zich mogen afsluiten van het net. 3. Elke TSB waarborgt een blindvermogensreserve van adequate omvang die tijdig kan worden ingezet om de spanningswaarden binnen zijn regelzone en op interconnectoren binnen het in bijlage II aangegeven bereik te handhaven. 4. TSB's die via AC-interconnectoren met elkaar zijn verbonden, dienen gezamenlijk passende afspraken voor de spanningsregeling te maken om te waarborgen dat de gemeenschappelijke, overeenkomstig artikel 25, lid 4, vastgestelde operationele veiligheidsgrenzen worden gerespecteerd. 5. Elke TSB maakt met elke transmissiegekoppelde DSB afspraken over de richtwaarden voor blindvermogen, de bereiken van de arbeidsfactor en spanningsrichtwaarden voor spanningsregeling op het aansluitpunt tussen de TSB en de DSB overeenkomstig artikel 15 van Verordening (EU) 2016/1388. Elke transmissiegekoppelde DSB zet zijn beschikbare blindvermogensmiddelen in en heeft het recht spanningsregelinginstructies te geven aan distributiegekoppelde SNG's teneinde die parameters te handhaven. 6. Elke TSB is bevoegd om alle beschikbare blindvermogenscapaciteit binnen zijn regelzone in te zetten met het oog op een effectief blindvermogensbeheer en handhaving van de spanningsbereiken overeenkomstig de tabellen 1 en 2 van bijlage II bij deze verordening.3 7. Elke TSB dient al dan niet rechtstreeks en zo mogelijk in samenspraak met de transmissiegekoppelde DSB blindvermogensbronnen binnen zijn regelzone te beheren, met inbegrip van het blokkeren van de automatische spannings- en blindvermogensregeling van transformatoren, spanningsverlaging en afsluiting bij lage spanning, teneinde binnen de operationele veiligheidsgrenzen te blijven en spanningsineenstorting in het transmissiesysteem te voorkomen. 8. Elke TSB stelt de spanningsregelingsmaatregelen vast in overleg met de transmissiegekoppelde SNG's en DSB's en met zijn buur-TSB's. 9. Wanneer dat voor de spanningsregeling en het blindvermogensbeheer van het transmissiesysteem relevant is, kan een TSB, in samenspraak met een DSB, instructies inzake de spanningsregeling geven aan een distributiegekoppelde SNG.” 5. De Verordening (EU) 2016/631 van de Commissie van 14 april 2016 tot vaststelling van een netcode betreffende eisen voor de aansluiting van elektriciteitsproducenten op het net (hierna: Europese netcode RfG) bevat de technische eisen waaraan nieuwe elektriciteitsproductie-eenheden moeten voldoen, waaronder ook eisen inzake blindvermogen en black-start-mogelijkheden. 6. De Verordening (EU) 2016/1388 van de Commissie van 17 augustus 2016 tot vaststelling van een netcode voor aansluiting van verbruikers (hierna: Europese netcode DCC) bevat de technische eisen waaraan nieuwe transmissiegekoppelde verbruiksinstallaties, transmissiegekoppelde distributie-installaties, distributiesystemen, met inbegrip van gesloten distributiesystemen en 3 In de Engelstalige versie van SOGL luidt dit als volgt: “6. Each TSO shall be entitled to use all available transmission-connected reactive power capabilities within its control area for effective reactive power management and maintaining the voltage ranges set out in Tables 1 and 2 of Annex II of this Regulation”. Niet-vertrouwelijk 8/52 verbruikseenheden die door een verbruiksinstallatie of een gesloten distributiesysteem worden gebruikt om diensten voor vraagsturing aan relevante systeembeheerders en relevante TSB’s te leveren, moeten voldoen, waaronder ook eisen inzake blindvermogen. 7. De Verordening (EU) 2017/2196 van de Commissie van 24 november 2017 tot vaststelling van een netcode voor de noodtoestand en het herstel van het elektriciteitsnet (hierna: Europese netcode E&R) bevat bepalingen die onder meer van toepassing zijn op aanbieders van hersteldiensten (en dus black-startdiensten). Het betreft onder meer de voorwaarden om op te treden als aanbieder van hersteldiensten, verplichtingen in het kader van het herstelplan van de transmissienetbeheerder, verplichtingen inzake conformiteitstesten en testen van communicatiesystemen. 1.2. NATIONAAL RECHT 1.2.1. De elektriciteitswet 8. Artikel 2, 114°, van de elektriciteitswet definieert het begrip "niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst" als volgt: « een dienst die wordt gebruikt door een transmissie- of distributiesysteembeheerder voor spanningsregeling in stationaire toestand, snelle blindstroominjecties, inertie voor plaatselijke netstabiliteit, kortsluitstroom, blackstartmogelijkheden en inzetbaarheid in eilandbedrijf. » 9. Met toepassing van artikel 8, §1, tweede lid, van de elektriciteitswet wordt de netbeheerder onder meer met de volgende taken belast: “[…] 2° zorgen voor een zeker, betrouwbaar en efficiënt elektriciteitsnet en er in dit verband op toe zien dat de nodige ondersteunende diensten beschikbaar zijn en geïmplementeerd worden, voor zover die beschikbaarheid onafhankelijk is van ieder ander transmissienet waaraan zijn systeem gekoppeld is. De ondersteunende diensten omvatten diensten die worden geleverd door onder meer energieopslagfaciliteiten en, de diensten die worden verleend als antwoord op de vraag, met inbegrip van de activering van de flexibiliteit en de hulpdiensten in geval van het uitvallen van productieeenheden, hierbij inbegrepen eenheden gebaseerd op hernieuwbare energieën en kwalitatieve warmtekrachtkoppeling;i2° bis de verantwoordelijkheid ondersteunende diensten te kopen om de operationele veiligheid te waarborgen van het net; […] 20° bezorgen aan de minister en aan de commissie uiterlijk op 1 april van elke driejaarlijkse periode die volgt op de inwerkingtreding van deze wet, een studie over de beschikbaarheid voor een periode van vijf jaar, van de middelen waarmee de niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten kunnen worden gedekt. Hij publiceert die studie op zijn website.” 10. Artikel 8, §1/1, van de elektriciteitswet bepaalt het volgende sinds de wijziging ervan door de wet van 23 oktober 2022 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en tot omzetting van 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/EU4: 4 Parl. St., Kamer, 2021-2022, nr. 2831/001, p. 21-22: “Ten tweede zijn, wat de niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten betreft, de eisen voor de aankoop van dergelijke diensten in hoofdzaak opgenomen in artikel 8 van de Elektriciteitswet, zoals gewijzigd bij het onderhavige ontwerp. Bovendien voorziet deze laatste bepaling, overeenkomstig artikel 40, lid 5, van Richtlijn 2019/944, in een afwijkingsmechanisme voor het geval dat de CREG van oordeel is dat een niet- Niet-vertrouwelijk 9/52 “§ 1/1. Bij de uitvoering van de taak bedoeld in de bepaling onder 2° bis, van het derde lid in paragraaf 1, koopt de netbeheerder balanceringsdiensten onder voorwaarde van:
19. a)transparante, niet-discriminerende en marktgebaseerde procedures;
20. b)de deelname van alle in aanmerking komende elektriciteitsbedrijven en marktdeelnemers, waaronder marktdeelnemers die energie uit hernieuwbare bronnen aanbieden, marktdeelnemers die aan vraagrespons doen, beheerders van energieopslagfaciliteiten en marktdeelnemers die aan aggregatie doen. Voor de toepassing van de bepaling onder
21. b)van het eerste lid stelt de commissie, op voorstel van de netbeheerder opgemaakt na raadpleging van de marktspelers, in de gedragscode bedoeld in artikel 11, § 2, technische vereisten op voor deelname aan deze markten op basis van de technische kenmerken van dergelijke diensten. Het eerste en het tweede lid zijn ook van toepassing op de verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten door netbeheerders, tenzij de commissie op basis van een evaluatieverslag, dat op haar website wordt gepubliceerd, tot het oordeel is gekomen, dat de marktgebaseerde verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten niet in overeenstemming is met de voorwaarden voor de verstrekking van ondersteunende diensten zoals bepaald overeenkomstig artikel 11, § 2, en een afwijking van deze beginselen heeft toegestaan. De gedragscode bedoeld in artikel 11, § 2, bepaalt de nadere regels van deze afwijking. Deze nadere regels kunnen desgevallend de mogelijkheid inhouden om af te wijken van artikel V.2. van het Wetboek van economisch recht. De netbeheerder stimuleert de toepassing van energie-efficiëntiemaatregelen wanneer deze de noodzaak wegnemen om de elektriciteitscapaciteit op kosteneffectieve wijze uit te breiden of te vervangen, en wanneer zij een efficiënte en veilige werking van het transmissiesysteem ondersteunen. De commissie keurt op voorstel van de netbeheerder de producten en aanbestedingsprocedures voor niet-frequentie gerelateerde ondersteunende diensten goed overeenkomstig haar bevoegdheid krachtens artikel 23, § 2, 51°. De in het vierde lid bedoelde verplichting om niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten te kopen, is niet van toepassing op volledig geïntegreerde netwerkcomponenten. De netbeheerder koopt de energie die hij gebruikt om energieverliezen te dekken en om een reservecapaciteit in het net in stand te houden volgens transparante, niet-discriminerende en op de markt gebaseerde procedures” (eigen nadruk) 11. Artikel V.2. van het Wetboek van economisch recht waarnaar in artikel 8, §1/1, vierde lid, van de elektriciteitswet wordt verwezen, bepaalt het volgende: “De prijzen van goederen en diensten worden bepaald door de vrije mededinging.” 12. Met toepassing van artikel 23, §2, tweede lid, 51°, van de elektriciteitswet heeft de CREG als taak: “producten en aanbestedingsprocedures voor niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten goedkeuren”. frequentiegerelateerde ondersteunende dienst, niet geschikt is voor de op de markt gebaseerde voorzieningsregel. Het beginsel voor de verwerving van deze ondersteunende diensten is derhalve de concurrentie tussen de marktdeelnemers te laten werken, waarbij wordt voorzien in de mogelijkheid de markt te reguleren (via een afwijking) indien blijkt dat vrije concurrentie geen economisch efficiënte levering van deze ondersteunende dienst mogelijk maakt die de veiligheid en betrouwbaarheid van het net waarborgt. De invoering van een dergelijk “ex ante”-kader voor ondersteunende diensten betekent dat de (“ex post”) controle op de redelijkheid van de voorgestelde prijzen voor de levering van deze diensten, zoals thans bepaald in artikel 12quinquies, zijn doel verliest: de vaststelling van de prijs(plafonds) is namelijk een van de maatregelen die kunnen worden genomen in het kader van de bovengenoemde afwijking, waardoor de controle ex post overbodig wordt..” https://www.dekamer.be/FLWB/PDF/55/2831/55K2831001.pdf Niet-vertrouwelijk 10/52 1.2.2. 13. De gedragscode Boek 8 van de gedragscode bevat de bepalingen in verband met de ondersteunende diensten. Titel 8.1 bevat een aantal beginselen, titel 8.2 behandelt de balanceringsdiensten en titel 8.3 tenslotte de niet-frequentiegerelateerde diensten. Een paar artikelen zijn vermeldenswaard in deze context, namelijk artikelen 208, 221 en 226. Artikel 208, §1 bevat algemene voorwaarden die van toepassing zijn op alle ondersteunende diensten. Artikel 208, §§2 à 5, bevat de verdere modaliteiten voor het toestaan door de CREG van een afwijking van het principe van de marktgebaseerde verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten. Artikelen 221 en 226 bevatten bepalingen in verband met de al dan niet vrijwillige verstrekking van blindvermogensdiensten resp. hersteldiensten, de enige twee nietfrequentiegerelateerde diensten die momenteel ingericht (moeten) worden door de transmissienetbeheerder. “Art. 208. §1. De transmissienetbeheerder richt de benodigde ondersteunende diensten in volgens de bepalingen van dit boek, onverminderd de bepalingen betreffende de ondersteunende diensten in de Europese regelgeving en de wet. De ondersteunende diensten worden verstrekt aan de transmissienetbeheerder overeenkomstig de betrokken type-overeenkomsten bedoeld in artikel 3 en worden aangeboden aan redelijke prijzen die representatief zijn voor de aantoonbare kosten verbonden aan de levering van de dienst door de betrokken installatie(s). In voorkomend geval hebben de bepalingen van de afwijkingsbeslissing van de CREG genomen met toepassing van artikel 8, §1/1, van de wet, voorrang op de bepalingen in dit Boek betreffende nietfrequentiegerelateerde ondersteunende diensten. § 2. De CREG kan, onverminderd de wet, in het bijzonder artikel 23ter, een afwijking van de marktgebaseerde verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten bedoeld in artikel 8, §1/1, van de wet, toestaan wanneer de marktgebaseerde verstrekking van de nietfrequentiegerelateerde ondersteunende dienst geen economisch efficiënte levering van de dienst mogelijk maakt, en dit op twee manieren: via een afwijking voorafgaand aan de organisatie van de aankooppprocedure (“beslissing tot afwijking ex ante”), via een afwijking nadat de resultaten van de aankoopprocedure gekend zijn (“beslissing tot afwijking ex post”). Waar mogelijk werkt de CREG met een beslissing tot afwijking ex ante. Voor een gegeven categorie van netgebruikers en/of installaties worden een beslissing tot afwijking ex ante en een beslissing tot afwijking ex post binnen een zelfde aankoopprocedure niet gecombineerd. § 3. De beslissing tot afwijking van de CREG bevat een uiteenzetting waarom de marktgebaseerde verstrekking van de niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst geen economisch efficiënte levering van de dienst mogelijk maakt op basis van een evaluatieverslag van de CREG bedoeld in artikel 8, §1/1, van de wet. Het evaluatieverslag van de CREG bedoeld in het vorige lid wordt openbaar geraadpleegd door de CREG op haar website en houdt rekening met de laatste studie van de transmissienetbeheerder bedoeld in artikel 8, §1, derde lid, 20°, van de wet. Een beslissing tot afwijking ex post houdt bovendien rekening met het verslag van de transmissienetbeheerder bedoeld in paragraaf 5.” § 4. De beslissing tot afwijking van de CREG bepaalt de maatregelen om de economisch efficiënte levering van de niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst te bereiken, te weten: Niet-vertrouwelijk 11/52 de billijke prij(s)(zen), prijsplafond(
22. s)en/of prijsformules waartegen de dienst moet worden geleverd of ter beschikking gesteld aan de transmissienetbeheerder in afwijking van artikel V.2 van het Wetboek van economisch recht en/o de netgebruikers en/of installatie(
23. s)die de dienst moeten leveren of ter beschikking moeten stellen van de transmissienetbeheerder, en/of het volume van de dienst die de netgebruiker(
24. s)moet(
25. en)leveren of ter beschikking moet(
26. en)stellen van de transmissienetbeheerder, en de toepassingsvoorwaarden ervan. De maatregelen in de beslissing tot afwijking van de CREG zijn transparant, niet-discriminatoir en proportioneel. Zij worden afdoende gerechtvaardigd. De CREG bepaalt en motiveert in haar beslissing tot afwijking eveneens de duurtijd van de toegekende afwijking die ten gepaste tijde door de CREG wordt geherevalueerd. De beslissing tot afwijking ex ante kan desgevallend met zich meebrengen dat het organiseren van een aankoopprocedure door de transmissienetbeheerder niet langer aan de orde is. De beslissing tot afwijking van de CREG geldt voor de regelzone van de transmissienetbeheerder. § 5. De transmissienetbeheerder informeert de CREG, op basis van een verslag dat bewijsstukken bevat, over de resultaten van elke aankoopprocedure voor niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten zo snel mogelijk na afloop ervan.” “Art. 221. § 1. Onverminderd het recht voor de transmissienetbeheerder bedoeld in artikel 29, paragraaf 6, van de Europese richtsnoeren SOGL, dient elke transmissienetgebruiker met één of meerdere installaties, die verplicht zijn uitgerust met blindvermogenscapaciteit, deze aan te bieden in het kader van de blindvermogensdienst op vraag van de transmissienetbeheerder. § 2. Elke blindvermogenscapaciteit op een installatie van de transmissienetgebruiker, niet bedoeld in paragraaf 1, kan vrijwillig door de transmissienetgebruiker worden aangeboden aan de transmissienetbeheerder in het kader van de blindvermogensdienst. § 3. De deelname van één of meerdere installaties van lokale transmissienetgebruikers, publieke distributienetgebruikers of CDS-gebruikers aan de blindvermogensdienst, overeenkomstig de typeovereenkomst voor blindvermogensdiensten, is onderworpen aan de voorafgaande toestemming van hun lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder en aan de naleving van eventuele technische of operationele beperkingen voor de levering van de dienst opgelegd door deze lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder. De betrokken lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder kan, mits gepaste 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 typeovereenkomst voor blindvermogensdiensten.” “Art. 226. § 1. Elke transmissienetgebruiker kan op vrijwillige basis aan de transmissienetbeheerder hersteldiensten op één of meerdere installaties aanbieden, onverminderd het recht voor de transmissienetbeheerder bedoeld in artikel 15.5, a), ii), van de Europese netcode Rfg. § 2. De deelname van één of meerdere installaties van lokale transmissienetgebruikers, publieke distributienetgebruikers of CDS-gebruikers aan de hersteldienst, overeenkomstig de typeovereenkomst voor hersteldiensten, is onderworpen aan de voorafgaande toestemming van hun lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder en aan de naleving van eventuele technische of operationele beperkingen voor de levering van de dienst opgelegd door deze lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder. De betrokken lokale transmissienetbeheerder, publieke distributienetbeheerder of CDS-beheerder kan, mits gepaste 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 Niet-vertrouwelijk 12/52 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 typeovereenkomst voor hersteldiensten.” 1.2.3. Het federaal technisch reglement 14. Het koninklijk besluit van 29 november 2024 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit (hierna: het federaal technisch reglement) bevat o.m. de technische eisen voor de aansluiting van installaties van de transmissienetgebruiker op het transmissienet, onder meer op het vlak van reactief vermogen. Niet-vertrouwelijk 13/52 2. ANTECEDENTEN 2.1. ALGEMEEN 15. Vóór 2017 waren de voorwaarden voor de levering van blindvermogensdiensten opgenomen in niet-gereguleerde contracten, met name de ‘CIPU-contracten’ of ‘Contracts Coordination of Injection of Production Units’ tussen Elia en de productie-eenheden van meer dan 25 MW die op het hoogspanningsnet zijn aangesloten. 16. Vanaf 2017, na de inwerkingtreding van de Europese netcode SOGL, wordt de blindvermogensdienst een gereguleerde ondersteunende dienst. Van 2017 tot 2022 werd de aankoopprocedure voor deze dienst in België als volgt georganiseerd. 17. De technisch-economische voorwaarden voor de levering van de dienst worden beschreven in de door de bevoegde regulatoren goedgekeurde type-overeenkomst. De eerste versie van de typeovereenkomst voor de levering van de dienst van regeling van het reactief vermogen en van handhaving van de spanning (ook wel T&C VSP genoemd, voor Terms & Conditions Voltage Service Provider), voorgesteld door Elia, werd in 2020 door de CREG goedgekeurd in haar beslissing (B)2080. De laatste door de CREG goedgekeurde versie dateert van 5 mei 20225. 18. De aankoopprocedure wordt georganiseerd door middel van jaarlijkse veilingen via een door de CREG goedgekeurde aanbestedingsprocedure. Deelname aan de veilingen is verplicht voor bepaalde soorten eenheden en vrijwillig voor andere. De laatste versie dateert van 25 april 20246. 19. Na elke veiling beoordeelde de CREG, overeenkomstig het vroegere artikel 12quinquies van de wet (opgeheven door artikel 12 van de wet van 23 oktober 2022), of de door de marktdeelnemers aangeboden prijzen al dan niet manifest onredelijk waren. Op basis van een rapport van Elia bracht de CREG aan de Koning een advies uit over het al dan niet manifest onredelijke karakter van de offertes, met in voorkomend geval een voorstel voor een prijs en een volume. Vervolgens werden koninklijke besluiten genomen om de levering van de blindvermogensdienst op te leggen. Tussen 2017 en 2022 werden ongeveer honderd individuele koninklijke besluiten genomen. 20. Sinds 2022 en de opheffing van artikel 12quinquies werd de procedure voor de controle van aanbiedingen van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten, waaronder blindvermogensdiensten, bepaald in artikel 30 van de wet van 23 oktober 2022. Deze nieuwe procedure gaf de CREG de mogelijkheid om rechtstreeks een openbare dienstverplichting op te leggen voor de levering van de dienst in geval van een manifest onredelijk bod voor elke aanbestedingsprocedure voor de aankoop van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten die: 1° lopende is op het moment van inwerkingtreding van deze wet; 2° wordt georganiseerd tussen de inwerkingtreding van deze wet en 1 juli 2024, of; 3° is gestart vóór 1 juli 2024 en is niet afgesloten na 1 juli 2024. 5 Beslissing (B)2376 over het voorstel van Elia Transmission Belgium NV van de modaliteiten en voorwaarden van toepassing op de aanbieders van de regeling van het reactief vermogen en van de handhaving van de spanning, met inbegrip van de type-overeenkomst voor levering van de dienst van regeling van het reactief vermogen en van handhaving van de spanning, met ingang vanaf 1 januari 2023 6 Beslissing (B)2783 over het voorstel van Elia Transmission Belgium NV van aanbestedingsprocedures voor blindvermogensdiensten voor de periode 2025-2026 Niet-vertrouwelijk 14/52 21. Na de veilingen van 2023, 2024 en 2025 heeft de CREG een twintigtal individuele beslissingen genomen die, gezien hun vertrouwelijke karakter, niet zijn gepubliceerd. Deze tijdelijke procedure is nu beëindigd en de permanente procedure van artikel 8, §1/1, van de elektriciteitswet is van toepassing op aanbestedingen voor niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten die vanaf juli 2024 worden georganiseerd. Zo werd de aanbesteding in 2024 uitgevoerd voor een periode van twee jaar, namelijk de leveringsperiode 2025-2026. 22. Ook de voorwaarden voor de levering van de MVAr-dienst zijn sinds 2016 geëvolueerd. De voorwaarden zijn opgenomen in de door de CREG goedgekeurde T&C VSP. Deze evoluties zijn onder meer het gevolg van studies die Elia heeft uitgevoerd in het kader van de tariefstimulansen van de CREG (zie paragraaf 18). Een nieuwe versie van de T&C VSP werd door Elia ingediend op 19 september 2025 en maakt momenteel het voorwerp uit van een goedkeuringsprocedure bij de CREG ; een beslissing van de CREG wordt verwacht in januari. 23. In het kader van haar taken inzake de controle van het al dan niet manifest onredelijk karakter van de aanbiedingen voor ondersteunende diensten en in het bijzonder voor de MVAr-dienst, heeft de CREG de volgende studies besteld of ontvangen: - In 2016 heeft DNV-GL (nu Kema) een onderzoek uitgevoerd naar de kosten van het leveren van de blindvermogensdienst. Dit onderzoek werd op 24 maart 2016 tijdens een workshop aan de marktpartijen gepresenteerd. - In 2018 heeft de consultant Consentec in opdracht van Elia een Europese benchmarkstudie uitgevoerd, getiteld ‘MVAr Ancillary Services: Organisational Principles in European Countries’. Deze studie werd in 2020 geactualiseerd. - In 2024 werd een studie uitgevoerd door een externe consultant, Sia Partners, over de directe en indirecte kosten van de levering van de blindvermogensdienst. 24. Op 1 april 2025 heeft Elia, voor het eerst en overeenkomstig artikel 8, §1, derde lid, 20°, van de elektriciteitswet, een studie ingediend over de beschikbaarheid, voor een periode van vijf jaar, van middelen om de blindvermogensdiensten te dekken (hierna beschikbaarheidsstudie 2025 genoemd). Elia heeft een niet-vertrouwelijke versie op haar website7 gepubliceerd. 25. Op 23 oktober 2025 heeft het Directiecomité van de CREG de voorlopige versie ter raadpleging goedgekeurd van het evaluatieverslag betreffende het economisch efficiënt karakter van de verstrekking van blindvermogensdiensten aan Elia Transmission Belgium NV voor de periode 20252030 (hierna het evaluatieverslag van de CREG genoemd), dat als bijlage 1 bij deze beslissing is gevoegd. De bovengenoemde studies zijn in hun niet-vertrouwelijke versie toegevoegd als bijlage bij het evaluatieverslag van de CREG. 2.2. RAADPLEGING 26. Het directiecomité van de CREG besliste, op grond van artikel 23, § 1, van zijn huishoudelijk reglement, in het kader van het vaststellen van de huidige afwijking ex ante, om, met toepassing van artikel 208, § 3, tweede lid, van de gedragscode en artikel 33, § 1, van zijn huishoudelijk reglement, een openbare raadpleging over de ontwerpbeslissing (B)3120, met inbegrip van het evaluatieverslag van de CREG in bijlage 1, te organiseren op de website van de CREG voor een periode van vier weken die afliep op 21 november 2025. 7 Niet-vertrouwelijke versie Niet-vertrouwelijk 15/52 27. De CREG ontving vier niet-vertrouwelijke reacties, met name van BOP, Elia, FEBEG en Febeliec, en twee reacties met aanduiding van vertrouwelijke elementen, met name van BASF en BSTOR. In bijlage 2 worden de niet-vertrouwelijke versies van de consultatiereacties toegevoegd. 28. De ontvangen consultatiereacties worden behandeld in hoofdstukken 4, 5 en 6 van deze beslissing, naargelang de (algemene of meer specifieke) aard van de opmerkingen. 3. CONTEXT VAN DE AFWIJKING 29. Het evaluatieverslag van de CREG, dat als bijlage 1 bij deze beslissing wordt gevoegd, besluit dat de markt de blindvermogensdiensten (hierna ook “blindvermogensdienst” of” MVAR-dienst” genoemd) niet op een economisch efficiënte manier kan leveren. Bijgevolg is het, met toepassing van artikel 8, § 1/1, van de elektriciteitswet, aan de CREG om een afwijking van de marktprincipes toe te staan en de maatregelen te definiëren die het mogelijk maken om deze niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst op een economisch efficiënte manier te verlenen. 30. De modaliteiten voor de toekenning van een afwijking van het principe van de marktgebaseerde verstrekking van niet-frequentiegerelateerde ondersteunende diensten door de CREG worden vastgelegd in artikel 208 van de gedragscode van de CREG. 31. Overeenkomstig artikel 208, § 2 van de gedragscode kan de CREG een afwijking op twee manieren toestaan:
27. a)via een afwijking voorafgaand aan de organisatie van de aankoopprocedure (“beslissing tot afwijking ex ante”),
28. b)via een afwijking nadat de resultaten van de aankoopprocedure gekend zijn (“beslissing tot afwijking ex post”). Waar mogelijk werkt de CREG met een beslissing tot afwijking ex ante (artikel 208, §2, tweede lid). 32. Voor een gegeven categorie van netgebruikers en/of installaties worden een beslissing tot afwijking ex ante en een beslissing tot afwijking ex post binnen een zelfde aankoopprocedure niet gecombineerd (artikel 208, §2, laatste lid). 33. Overeenkomstig artikel 208, § 4, eerste lid van de gedragscode zijn er drie soorten mogelijke maatregelen die de afwijking kunnen vormen:
29. a)de billijke prij(s)(zen), prijsplafond(
30. s)en/of prijsformules waartegen de dienst moet worden geleverd of ter beschikking gesteld aan de transmissienetbeheerder in afwijking van artikel V.2 van het Wetboek van economisch recht en/of
31. b)de netgebruikers en/of installatie(
32. s)die de dienst moeten leveren of ter beschikking moeten stellen van de transmissienetbeheerder, en/of
33. c)het volume van de dienst die de netgebruiker(
34. s)moet(
35. en)leveren of ter beschikking moet(
36. en)stellen van de transmissienetbeheerder. 34. De beslissing tot afwijking van de CREG bepaalt ook de toepassingsvoorwaarden ervan (artikel 208, § 4, eerste lid, van de gedragscode). Niet-vertrouwelijk 16/52 35. De maatregelen in de beslissing tot afwijking van de CREG zijn transparant, niet-discriminatoir en proportioneel. Ze worden afdoende gerechtvaardigd (artikel 208, §4, tweede lid, van de gedragscode). 36. De CREG bepaalt en motiveert in haar beslissing tot afwijking eveneens de duurtijd van de toegekende afwijking die ten gepaste tijde door de CREG wordt geherevalueerd (artikel 208, §4, derde lid, van de gedragscode). 37. De beslissing tot afwijking van de CREG geldt voor de regelzone van de transmissienetbeheerder (artikel 208, § 4, laatste lid, van de gedragscode). De regelzone van de transmissienetbeheerder omvat zowel het transmissienet als de lokale transmissienetten die door Elia worden beheerd. De gebruikers van het transmissienet en de gebruikers van het lokale transmissienet worden hierna aangeduid met de term “gebruikers van het Elia-net”. 4. EVALUATIE VAN ALGEMENE OPMERKINGEN ONTVANGEN IN HET KADER VAN DE OPENBARE RAADPLEGING 38. De CREG wenst vooreerst alle respondenten te bedanken voor de algemeen heel relevante, kritische en constructieve opmerkingen. 39. In dit hoofdstuk behandelt de CREG de algemene opmerkingen van marktpartijen bij de noodzaak, vastgesteld door de CREG, tot ex ante afwijking van de marktgebaseerde aanpak, het concrete voorstel voor de ex ante afwijking voor SPGM, PPM en SPM als het voorstel van behoud van een ex post evaluatie met mogelijke ex post afwijking voor de andere categorieën van technische eenheden8. De specifieke opmerkingen die niet in dit hoofdstuk worden opgenomen, worden in de relevante secties van hoofdstukken 5 en 6 opgenomen. 4.1. NOODZAAK AFWIJKING MARKTGEBASEERDE AANPAK 40. BOP, BSTOR en Febeliec gaan akkoord met de vaststelling van de CREG dat voor de beschouwde tijdshorizon 2027-2029 een afwijking nodig is op het principe van marktgebaseerde aankoop van de MVAr dienst. Dit op basis van het lokale karakter van de dienst en de beperkte liquiditeit op zowel nationaal als op lokaal niveau zoals aangegeven door Elia in haar beschikbaarheidsrapport. BSTOR en Febeliec onderstrepen deze afwijking te beschouwen als een tijdelijke overgangsregeling naar marktgebaseerde werking. De CREG besluit dat de noodzaak voor prijsinterventie voor de beschouwde tijdshorizon door de meeste marktspelers ondersteund wordt. 41. FEBEG is echter van mening dat de noodzaak voor prijsinterventie niet voldoende werd aangetoond en betreurt de “niet-marktgebaseerde aanpak”. De CREG is het hier niet mee eens. Volgens de CREG is het hoge marktaandeel van de grootste 2 à 3 spelers in de levering van de dienst een belangrijke indicator dat er onvoldoende competitie is om een efficiënte prijsvorming te garanderen zonder regulatoir toezicht. De CREG benadrukt ook dat ze bij de concrete uitwerking van 8 Zie de T&C VSP voor de definitie van “technische eenheid”. In deze beslissing verwijst de term “technische eenheid” in het geval van een aggregatie (van technische eenheden) of een DSO naar het “Meetpunt van de Diensten” zoals gedefinieerd in de VSP-voorwaarden. Niet-vertrouwelijk 17/52 de afwijking een maximaal behoud van marktgebaseerde principes nagestreefd heeft. Het is bijvoorbeeld belangrijk te vermelden dat de combinatie van een aanbestedingsprocedure met prijsplafonds, ingevoerd in Duitsland in juni 2025, voorgesteld wordt onder de noemer “marktgebaseerde aankoop van de MVAr dienst9,10”. De aanbestedingsprocedure gebeurt op lokaal niveau met prijsplafonds die door de betrokken TSO worden bepaald. Net als in Spanje geldt deze marktgebaseerde procedure in Duitsland enkel voor vrijwillige deelname buiten de wettelijk vereiste technische limieten. In deze landen, wordt de technische capaciteit binnen de wettelijk vereiste technische limieten niet geremunereerd. 42. FEBEG en FEBELIEC merken op dat omwille van de verwachte evoluties van de komst van grootschalige batterijen, deze conclusie niet voor de volledige periode van 2025-2030 mag gelden. Een herevaluatie op kortere termijn dringt zich op om de invloed van de energiemix op de liquiditeit en competitiviteit van het aanbod aan MVAr-middelen, te herevalueren. De CREG gaat hiermee akkoord en onderstreept dat de huidige afwijking geldig is voor de periode 2027-2029 en dat de noodzaak voor een afwijking, en de afwijking zelf, binnen ten laatste drie jaar wordt geherevalueerd. 43. FEBELIEC geeft daarbij aan dat mogelijks een marktgebaseerde aankoop wel mogelijk is op bepaalde plaatsen in het Elia-net waar het aanbod en liquiditeit van de beschikbare middelen hoger is. FEBELIEC stelt voor dat bij de volgende evaluatie van de beschikbaarheid van de dienst, Elia en de CREG de liquiditeit van de MvAr dienst op lokaal niveau beoordelen. De CREG gaat hiermee akkoord en zal met Elia bekijken hoe deze lokale beoordeling kan uitgevoerd worden in de volgende beschikbaarheidsstudie van Elia. 44. FEBEG benadrukt dat een stimulerend beleid nodig is voor vrijwillige deelname om een hogere liquiditeit van de dienst te realiseren. Hiertoe dienen toetredingsbarrières weggewerkt te worden zoals gebrek aan transparantie over de prijsvorming en de (lokale) MVAr-behoeften op niveau van de Elia onderstations. De CREG gaat hiermee akkoord. De manier om deze toetredingsbarrières concreet weg te werken, wordt verderop in deze beslissing besproken. 45. BASF die als gesloten distributienetbeheerder met condensatorbanken zowel de rol van netbeheerder als VSP naar Elia vervult, geeft in haar antwoord op de publieke raadpleging aan dat ook om fysieke redenen een afwijking van een volledig vrije markt nodig is. De systeembeheerder moet steeds de finale beslissingsbevoegdheid behouden over waar en hoeveel reactieve energie kan worden geïnjecteerd of afgenomen om zo de spanning op zijn eigen net binnen voorgeschreven grenzen te houden. De CREG gaat hiermee akkoord en benadrukt dat deze beslissingsbevoegdheid van netbeheerders dient te gebeuren op basis van transparante, objectieve en technische criteria. 46. Elia, tenslotte, merkt op dat prijscompetitie slechts van toepassing is voor de levering van de dienst in manuele mode. Dit is een belangrijke factor die niet eerder aan bod kwam bij de evaluatie van de competitiviteit van de dienst in het evaluatieverslag (RA) 3125 dat samen met de ontwerpbeslissing (B)3120 geraadpleegd werd. De CREG heeft dit element geïntegreerd in de finale versie van het evaluatieverslag (RA)3125. Deze factor zal verder uitgediept worden bij een volgende evaluatie van de competitiviteit van levering van de MVAr dienst. 9 Vrije vertaling : https://www.netztransparenz.de/en/Ancillary-Services/Voltage-stability/Market-based-procurement-ofreactive-power-in-accordance-with-Section-12h-EnWG 10 https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2023/BK6-23-072/BK6-23072_beschaffungskonzept.pdf?__blob=publicationFile&v=4 Niet-vertrouwelijk 18/52 4.1.1. Voorstel tot ex ante afwijking voor SPGM, onshore PPM en SPM 47. De CREG merkt op dat er verschillende visies zijn over het voorstel tot een ex ante afwijking voor de technische eenheiden van het type SPGM, onshore PPM en SPM. 48. BASF neemt nota van het voorstel van de CREG om de ex ante aanpak momenteel te beperken tot SPGM, onshore PPM en SPM. BASF kan deze keuze ondersteunen gezien de huidig beschikbare informatie over de kosten voor het leveren van de MVAr dienst met andere assets. BASF hoopt echter dat de pool van assets waarvoor (ex ante) prijsplafonds per technologie gelden, in de toekomst kan worden uitgebreid, bijvoorbeeld voor inverter-gebaseerde verbruiksinstallaties. Eigenaars van dergelijke assets hebben volgens BASF vaak beperkte kennis van de dienst en weinig bereidheid om gedetailleerde berekeningen te maken. Volgens BASF vormen prijsplafonds per categorie daarom een belangrijke vereenvoudiging. De CREG bedankt BASF voor het delen van haar visie en ervaring met betrekking tot assets bij verbruiksinstallaties. De CREG stelt vast dat BASF het gebruik van prijsplafonds als een instrument beschouwt om de (vrijwillige) deelname van verbruiksinstallaties aan de MVAr dienst te faciliteren. 49. Febeliec gaat akkoord met het voorstel van ex ante afwijking voor de technische eenheden type SPGM, onshore PPM en SPM en het behoud van de huidige ex post procedure voor de andere categorieën van technische eenheden. Ook BSTOR gaat akkoord dat algemeen het principe van ex ante derogatie11 te verkiezen is boven het principe van ex post evaluatie (met mogelijke ex post derogatie) omwille van het gebrek aan transparantie en efficiëntie van de ex post evaluatie op individueel niveau. De CREG bedankt Febeliec en BSTOR voor het ondersteunen van de door CREG voorgestelde aanpak onder de aanname dat prijsregulering nodig is. 50. FEBEG daarentegen wenst expliciet de huidige ex post aanpak te behouden. FEBEG benadrukt dat het gebrek aan transparantie over de vastgestelde prijzen toegekend aan de ex post evaluatie op andere manieren kan weggewerkt worden, zoals via workshops of door de publicatie van de externe studies in bijlage van de afwijkingsbeslissing. De combinatie van een verplichte deelname en een prijsinterventie is immers volgens FEBEG heel risicovol. FEBEG benadrukt daarom dat een uitzondering steeds mogelijk moet zijn, indien marktactoren kunnen aantonen dat de kosten hoger liggen dan de opgelegde prijzen. 51. De CREG is het eens met FEBEG over de noodzaak aan transparantie over de kostenstructuur, de criteria voor het definiëren van “redelijke prijzen” en de vaststelling dat prijsregulering een delicate oefening is. De CREG is echter van mening dat in de huidige marktcontext deze complexiteit niet omzeild kan worden. Zoals FEBEG immers zelf aangeeft, is de kalibratie van zowel de ex ante als ex post prijsregulering een heel delicate oefening. De CREG is van mening dat deze delicate oefening best via een aan openbare raadpleging onderworpen beslissing plaatsvindt. Het is via deze weg dat marktpartijen kunnen reageren als de door de CREG voorgestelde prijsinterventies niet marktconform zouden zijn. Op basis van het antwoord van FEBEG in de publieke raadpleging, vormen de voorgestelde prijsplafonds voor de beoogde categorieën van technische eenheden onder de ex ante afwijking geen “breuk” met de historische inschattingen gemaakt in het kader van de voorgaande MVAr aanbestedingen. De CREG gaat hiermee akkoord en herinnert eraan dat de doelstelling van de ex ante afwijking effectief erin bestaat om de bestaande kennis en ervaring bij marktpartijen en de CREG over een “redelijke vergoeding” van de MVAr dienst te vertalen in een transparante en voor iedere marktspeler identieke technologie-afhankelijke bovengrens. De mogelijkheid om boven het prijsplafond vergoed te worden, indien marktspelers de noodzaak hiervoor kunnen aantonen, is niet wenselijk vanuit het standpunt van niet-discriminatie en betaalbaarheid van de dienst. De CREG wenst 11 De termen “afwijking” en “derogatie” worden in deze beslissing door elkaar gebruikt, met dezelfde betekenis. De term “afwijking” is evenwel de term die gebruikt wordt in artikel 8, §1/1, van de elektriciteitswet en artikel 208 van de gedragscode en geniet bijgevolg de voorkeur. Niet-vertrouwelijk 19/52 te herinneren dat, voor de categorieën technische eenheden waarvoor de ex ante afwijking van toepassing is, de prijsplafonds voor de activatieprijzen bepaald zijn op basis van ‘worst case’ scenario’s. 52. Hoewel BSTOR in principe een ex ante afwijking verkiest, is ze van mening dat er voor batterijen nog onvoldoende meetdata zijn om de effectieve kosten van de MVAr dienst in te schatten. Volgens BSTOR onderschat de studie van Sia Partners de kosten voor MVAr-levering door batterijen. BSTOR stelt voor om in afwachting van een grotere periode aan meetdata, de ex post afwijking te behouden. De CREG ziet echter niet in hoe een ex post afwijking soelaas biedt voor het probleem van “tekort aan meetdata” gezien marktdeelnemers al in Q1 2027 aan de veiling moeten deelnemen en een bieding indienen in Q2 2026. De termijn om extra meetdata te verzamelen en te analyseren is dus beperkt. Bovendien, indien de CREG zou instemmen met een ex post aanpak voor batterijen, zou de CREG voor de evaluatie van de redelijkheid van de prijzen meetdata moeten opvragen om deze ex post evaluatie op niet-discriminerende wijze te kunnen uitvoeren. Bovendien wenst de CREG de ex post evaluatie te beperken tot de categorieën van technische eenheden gekenmerkt door grote onderlinge verschillen tussen de ene technische eenheid en de andere, wat voor batterijen a priori niet het geval is. De CREG wenst dus voor batterijen het principe van ex ante afwijking te behouden op basis van de gegevens uit de studie van Sia Partners, evenwel rekening houdende met de gegevens ontvangen van BSTOR tijdens de openbare raadpleging. 4.1.2. Voorstel tot behoud van ex post evaluatie met mogelijke afwijking voor andere categorieën van technische eenheden 53. BOP gaat akkoord met de vaststellingen in de studie van Sia Partners dat actieve verliezen de belangrijkste kostenpost vormen voor de levering van de MVAr dienst, en dat deze voor offshore heel sterk afhankelijk zijn van park-specifieke randvoorwaarden. BOP ondersteunt dan ook het voorstel van de CREG om voor offshore windparken geen ex ante prijsplafond op te leggen maar een case-by-case evaluatie uit te voeren met mogelijkheid van een ex post prijsinterventie zoals vandaag gebeurt. 54. Febeliec gaat ook akkoord om de ex post aanpak voor verbruiksinstallaties te behouden. BASF ondersteunt het behoud van de ex post aanpak voor verbruiksinstallaties op dit ogenblik. Zoals echter in paragraaf 48 gemotiveerd, is BASF a priori voorstander van ex ante prijsplafonds per categorie van asset omdat deze vereenvoudiging deelname kan faciliteren. 55. De CREG merkt op dat marktpartijen het behoud van een ex post aanpak voor de voorgestelde categorieën van technische eenheden ondersteunen. De CREG erkent dat deze optie de voorkeur geniet indien de kostenstructuur binnen eenzelfde categorie van technische eenheden niet in eenvoudige kostenformules kan uitgedrukt worden. De CREG sluit zich aan bij de visie van BASF dat deze pool van assets stelselmatig kleiner moet worden naarmate meer informatie beschikbaar is om tot een ex ante afwijking over te gaan. 4.2. AANBESTEDING MET EX ANTE BEPAALDE AFHANKELIJKE PRIJSPLAFONDS 4.2.1. Activatieprijzen TECHNOLOGIE- 56. Op basis van de antwoorden van marktpartijen begrijpt de CREG dat indien voor een ex ante afwijking wordt gekozen, de keuze voor de optie met technologie-afhankelijke formules voor de prijsplafonds ondersteund wordt. Dit onder voorbehoud dat een verplichte deelname aan de dienst nooit verlieslatend mag zijn, zoals benadrukt door FEBEG, BSTOR en BOP en anderzijds dat de totale Niet-vertrouwelijk 20/52 kosten voor de MVAr dienst op het Elia net aanvaardbaar blijven, zoals benadrukt door Febeliec en Elia. 57. FEBEG gaat akkoord met het principe dat deze bovengrenzen kostenreflectief moeten zijn en benadrukt dat prijsbanden12 , belangrijk zijn om de kosten goed te reflecteren. FEBEG gaat ook akkoord met het voorstel om de onzekerheid weg te nemen over de elektriciteitsprijs waarmee rekening gehouden moet worden voor de compensatie van de energieverliezen bij het bepalen van de biedingen, en bijgevolg de ex ante bovengrenzen uit te drukken in termen van specifieke energieverliezen of energieverliesratio’s. 58. FEBEG onderlijnt hierbij dat het gebruik van de “worst case” scenario’s uit de studie van Sia Partners als bovengrens, duidelijk te verkiezen is vergeleken met het toepassen van gemiddelden. FEBEG erkent dat de MVARh prijzen op basis van deze waarden gecombineerd met de huidige forward prijzen, in lijn zijn met de verwachtingen en geen “breuk” vormen met de historische inschattingen gemaakt in het kader van voorgaande tenders. Volgens FEBEG, garanderen deze waarden een zekere mate van continuïteit voor de leden. De CREG bedankt FEBEG voor het bevestigen van deze vaststellingen, gezien het belang van continuïteit en voorspelbaarheid voor de huidige en toekomstige marktdeelnemers. De CREG onderstreept hierbij dat deze worst case scenario’s als bovengrens dienen en dat zolang door sommige marktspelers aan die bovengrens geboden wordt, het moeilijk te staven is dat competitieve randvoorwaarden zijn bereikt en dus een afwijking op marktgebaseerde principes – althans lokaal - overbodig is. 59. Febeliec geeft aan dat de bovengrenzen ook zouden moeten vastgesteld worden per prijsband, maar stelt vast dat dit in het voorstel van de CREG niet het geval is. De CREG erkent dat ze in haar ontwerpbeslissing (B)3120 bij het vaststellen van de bovengrens voor de specifieke energieverliezen geen rekening gehouden heeft met het onderscheid tussen het eerste en het tweede regelbereik (hierna ook: “lage prijsband” en “hoge prijsband”. Deze aanpassing wordt opgenomen in paragraaf 159 van deze beslissing. 60. Elia merkt op dat de settlement van de MVAr dienst op maandbasis gebeurt en dat het niet volledig duidelijk is of voor de referentieprijs op basis van forward prijzen de VSP kan kiezen tussen de jaarlijkse en de maandelijkse forward prijzen. De CREG verduidelijkt dat tot nu toe tussen beide forward prijzen kon gekozen worden, naast de keuze voor de dagmarktprijs. In haar ontwerpbeslissing (B)3120 stelde de CREG voor om deze keuzevrijheid te behouden. De CREG meent bij nader inzien dat echter dat voor wat forward prijzen betreft, de maandelijkse forward prijzen de voorkeur genieten vanuit het standpunt van kostenreflectiviteit. De CREG stelt voor dat Elia deze wijziging voorlegt voor publieke raadpleging in het kader van de aanbestedingsprocedures. De CREG herneemt deze reflectie in paragraaf 165. 61. Meer principieel benadrukt BSTOR het oneens te zijn met de manier waarop de prijsplafonds worden bepaald, en in het algemeen met de onrechtstreeks achterliggende stelling dat het leveren van deze dienst aan kostprijs dient te gebeuren, zonder enige vorm van winst. Het leveren van blindvermogen is een vaak onderschatte uitdaging van de energietransitie en batterijen kunnen hier een structurele oplossing bieden: zij kunnen blindvermogen leveren met een snelheid en een nauwkeurigheid die geen enkele andere technologie kan bieden. Ook FEBEG hekelde in haar antwoord op de openbare raadpleging tot wijziging van de gedragscode het principe waarbij “redelijke prijzen” als “kosten-reflectief” gedefinieerd worden. FEBEG wees erop dat in een vrije marktcontext de marktprijs niet enkel door het aanbod maar ook door de vraagzijde bepaalt wordt. De CREG gaat akkoord met de stelling dat batterijen een cruciale bijdrage leveren voor de stabiliteit van het net in de huidige en toekomstige energiemix, onder meer voor het handhaven van de spanning. De CREG gaat ook akkoord dat er een redelijke marge mag zijn voor het leveren van de MVAr dienst, zonder 12 zoals opgenomen in de T&C VSP Niet-vertrouwelijk 21/52 dewelke een vrijwillige deelname ontmoedigd wordt. De voorgestelde prijsplafonds op basis van een “bottom-up approach” voorzien volgens de CREG reeds in een dergelijke winstmarge aangezien de plafonds gebaseerd zijn op worst-case aannames qua verliezen. Tenslotte zijn in een competitieve markt de biedingen kosten-reflectief en de winstmarges hierdoor typisch gezien redelijk beperkt en/of bepaald door de marginale kosten van de marginale eenheid. De CREG hanteert dus in het kader van deze afwijking voor het bepalen van de prijsplafonds de definitie van “redelijke prijzen” als “kostenreflectief”, zoals opgenomen in artikel 208, §1, van de gedragscode. 62. BSTOR benadrukt dat de remuneratie van de energieverliezen rekening moet houden met de specifieke kostenstructuur eigen aan batterijen (BESS). De energieverliezen ten gevolge van de levering van de MVAr dienst resulteren immers in een self-discharge van de batterij omdat de interne BESS controller continu het actief vermogen setpunt nastreeft. Deze self-discharge vertaalt zich in kosten op drie niveaus, met name op niveau van