A forecast of security of supply in Belgium and the role of interconnections
IEEE Student Branch Leuven 29/10/2014
David Zenner Head of Customer Relations
Overzicht 1.De rol van de netbeheerder 2.Recente evolutie en stand van het productiepark 3.Import van elektriciteit 4.Statistische analyse van de bevoorradingszekerheid
5.Incentives voor de markt – flexibiliteit van de vraag 6.Afschakelplan 7.European System Evolution 8.Q & A 2
1. De rol van de netbeheerder
De TNB speelt een centrale rol in de energietransitie 3 opdrachten
3 uitdagingen
Infrastructure Management
System operation +Strategische reserve
Market facilitation
TNB = transmissienetbeheerder 1. De rol van de netbeheerder
4
Wie zijn de betrokkenen? De overheid (federaal) •
Toezien op de balans tussen beschikbare productieparken, invoermogelijkheid en evolutie van het verbruik
•
Actie ondernemen (als onbalans wordt vastgesteld) : aanbestedingen, strategische reserve, sensibiliseringsmaatregelen, verbodsbeperkingen, …, vastleggen van het wettelijk kader, …
•
Goedkeuren van het Ontwikkelingsplan van het transmissienet
De Producenten/Leveranciers •
Productie of aankoop (vooral via invoer) van de elektriciteit die strikt noodzakelijk is om de klanten te bevoorraden waarmee zij leveringscontracten hebben afgesloten
•
Als het nodig is, oplossingen ontwikkelen voor het beheer van de vraag/ de flexibiliteit bij hun klanten of bij spelers die dit type van dienst aanbieden (aggregatoren) om het evenwicht van hun portefeuille te waarborgen.
De Transmissienetbeheerder (Elia) •
Betrouwbare elektriciteitsinfrastructuur ter beschikking stellen waarmee de marktspelers de nodige elektriciteit kunnen invoeren
•
Advies geven over de dimensionering van de strategische reserve en deze reserve indien nodig activeren.
•
Het onmiddellijke evenwicht beheren tussen de geproduceerde/ingevoerde hoeveelheid energie en de afgenomen/uitgevoerde hoeveelheid.
De Distributienetbeheerders (DNB) •
Verdelen van elektriciteit aan ondernemingen en particuliere verbruikers die zijn aangesloten op hun net.
1. De rol van de netbeheerder
5
2. Overzicht van het productiepark
Belgian merit order – winter 2015
Remark: total Belgian load +/-14GW is different from Elia grid load (+/-13GW), due to embedded generation in distribution networks
Cold week in winter Nuclear: D1, D2, T1, T3 Low wind/solar 2. Overzicht van het productiepark
With 3500MW import capacity and strategic reserves, all gas units (+ part of operational reserves) are needed to prevent from loss of load ! 7
Overzicht van de productie-eenheden genoemd in de actuele discussie (fossiel en nucleair) Klassieke elektriciteitscentrales De centrales gebouwd in de 60s en begin 70s die nog beschikbaar waren in de winter 2012-2013 •
•
Ruien + Les Awirs 5 = +/900 MW. Deze werden in 2013 definitief stilgelegd => zijn niet onderworpen aan de verplichting tot deelneming aan de strategische reserves
Nucleaire centrales 7 nucleaire eenheden voor een totaal van 5900MW •
•
•
•
2. Overzicht van het productiepark
Nucleaire uitstap geregeld bij wet tegen 2025
Doel3/TI 2: niet beschikbaar winter 2012-2013 (opnieuw onbeschikbaar sinds 26/03/2014) Doel 4: onbeschikbaar tot eind december 2014
Gascentrales Een totaal +/- 4400 MW, waarvan diverse een intentie tot buitendienststelling hebben aangekondigd;
.
.
• Enkel Seraing en Vilvoorde (tot 750MW) zijn effectief uit de markt op 01/11/2014 => worden voorbereid voor opname in de strategische reserve. • De overige uitdienstnemingen zijn aangekondigd na 01/04/2015 .
Doel 1: afnemende capaciteit tot sluiting op 15/02/15
8
Deze winter moeten we rekening houden met plotse en onvoorziene omstandigheden in het productiepark
- 2014 MW Heropstart onzeker deze winter
2. Overzicht van het productiepark
- 1038 MW Sluiting en werkzaamheden tot eind december 2014
9
Net voor de winter is een derde van de productiecapaciteit (nucleair en fossiel) niet beschikbaar Installed capacity of centralized fossil & nuclear plants
14000
Verlies van ongeveer één derde van dit deel van de productiecapaciteit (centrale fossiele en nucleaire eenheden)
12000 10000
MW
8000 6000 4000 2000 0
Winter 12-13
Winter 13-14
Full nuke
No D3/T2
No D4
No D4 + Strat Res
No D4/D1 + Strat Res
Winter 14-15 2. Overzicht van het productiepark
10
Productiepark 2014 in vergelijking met winter 2012-13 Relevantie van deze vergelijking: D3 en T2 waren eveneens onbeschikbaar, terwijl de totale vraag en de importcapaciteit niet significant zijn gewijzigd. •
Hernieuwbare energie en WKK: de toename aan productiecapaciteit sinds begin 2013 bedraagt ongeveer + 1800 MW, waarvan ong. 800 wind, 500 PV en 500 biomassa + WKK.
•
Klassieke stoomcentrales: de drie eenheden van Ruien 5,6 en Les Awirs 5 waren beschikbaar in 12-13 en konden opgestart worden bij bijkomende incidenten of een langdurige koudegolf, wat zich in 2012-2013 niet heeft voorgedaan. - 900 MW
•
Nucleair: bij onbeschikbaarheid van D4: bijkomend verlies van - 1038 MW + afnemende capaciteit Doel1 tot sluiting op 15/02/2015
•
Gascentrales: de ombouw van Vilvoorde voor strategische reserve gaat gepaard met een definitief verlies van 120 MW en een verhoogd risico op volledige onbeschikbaarheid in het begin van de winterperiode. - 120 tot - 385 MW.
Om het effect hiervan op de stroomvoorziening in te schatten gebruikt Elia een probabilistisch model volgens de LOLE norm (cf. punt 4) 2. Overzicht van het productiepark
11
3. Import van elektriciteit
Invoercapaciteit van het Elia net
• Het huidige Elia-net stelt aan de marktspelers een transmissiecapaciteit van 3500 MW ter beschikking voor import • Dit stemt overeen met de Europese
veiligheidscriteria die zijn vastgelegd om een ineenstorting van het net met domino-effect te voorkomen. • De elektriciteitsstromen worden bepaald door de markt. 3. Import van elektriciteit
Voorbeeld van een invoer van 3500 MW vanuit Noord-Europa 13
4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
Hoe wordt het risico op schaarste ingeschat ? Elia past een waarschijnlijkheidsmodel toe voor de bevoorradingszekerheid dat steunt op de Elektriciteitswet Artikel 7bis van de elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (gewijzigd bij de wet van 26 maart 2014 m.b.t. de strategische reserves)
Principe = garanderen van evenwicht tussen productie en verbruik LOLE gemiddeld ≤ 3 uren - LOLE P95 ≤ 20 uren 2 meeteenheden: LOLE (Loss of load expectation) = uren/winter (gemiddeld aantal) tijdens dewelke de belasting niet kan gedekt worden door het geheel van middelen hiervoor vermeld. Het 95ste percentiel (P95) = uren/winter tijdens dewelke de belasting niet kan worden gedekt door het geheel van middelen in een jaar dat als uitzonderlijk wordt beschouwd op basis van de onverwachte voorvallen: koude/belasting of pannes 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
15
Welke gegevens worden in de simulatie aanmerking genomen? Beschikbare bronnen Productie
Variabelen De klimatologische variabelen:
•
Nucleaire en fossiele productie
•
Productie zonne-energie
•
Hernieuwbaar
•
Productie windenergie
•
Pomp/turbine
•
Temperatuur
•
Productie in de distributienetten
Reserves die nodig zijn voor het evenwicht van het net Strategische reserves Invoer van 3500 MW
4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
Peil van economische activiteit
•
Werkdagen/vakantie
•
Dag/nacht
De stilleggingen van centrales: •
Geplande stilleggingen (onderhoud)
•
Niet-geplande stilleggingen 16
Capaciteitstekort volgens de probabilistische methode • Ingevolge de onbeschikbaarheid van D3 en T2 heeft Elia in juni 2014 de behoefte aan strategische reserves om in de winter 14-15 te voldoen aan de LOLE-norm geëvalueerd: • Scenario zonder winteronderhoud en 3500 MW invoer: 1200 MW • Scenario met winteronderhoud en 2700 MW invoer: 2100 MW • Bij de offerteaanvraag voor strategische reserves werd aangeboden (begin juli): • Productie: 750 MW • Vraagzijde 100 MW • + onbeschikbaarheid van Doel 4 verhoogt de behoefte met:
1038 MW
Zonder D3, D4 en T2 en bij volledige beschikbaarheid van de strategische reserve, geen winteronderhoud en 3500 MW import bedraagt het tekort aan capaciteit op de winterpiek dus 1200-850+1038 = 1388 MW. 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
17
(DOEL3 en TIHANGE2 al stilgelegd)
Hoe de resultaten van LOLE interpreteren? Scenario zonder winteronderhoud en met de 850 MW van de strategische reserves
LOLE
4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
Gemiddeld
= 20 dagen met ev. onderbrekingen ‘s avonds die 2 à 3 uur duren
P95
= 30/40 dagen met ev. onderbrekingen die max. 4 uur duren
18
Aandachtspunten voor de volgende winters Vooral bij verlengde onbeschikbaarheid Doel 3 en Tihange 2 - maar niet exclusief in dit geval - zijn er o.m. volgende aandachtspunten : • Uitdienstneming Doel 1 en 2 in 2015 • Aangekondigde tijdelijke en definitieve buitendienstnemingen van gascentrales in 2015. Indien bevestigd, al dan niet op te nemen in de strategische reserves? • Behoud van de productiemarges in de buurlanden voor validatie van de importhypothese van 3500 MW ? (internationale gas crisis?) • Vergunningsproblematiek voor investeringen in het net en voor behoud van, of bouw van nieuwe productiemiddelen • Verdere afschaffing van onderhoud tijdens winterperiode verschuift het risico
naar het voor- en najaar. Zonder heropstart van de reactoren D3, T2 , wordt het schaarsteprobleem structureel. Een actieve follow-up is een must voor de komende winters. 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm
19
5. Flexibiliteit van de vraag - incentives
Onbalans tarief: eenvoudige voorstelling
5. Flexibiliteit van de vraag - incentives
21
6. Afschakelplan
Wat zijn de mogelijke maatregelen om het risico te verminderen en alzo de toepassing van het afschakelplan te vermijden? Acties die ondernomen kunnen worden met het doel de vraag/de verbruiksbehoeften te doen dalen:
Vraagbeperkende maatregelen genomen en geactiveerd door de overheid Acties ondernomen door de marktspelers ten aanzien van hun klanten
6. Afschakelplan
23
Wat als al deze acties onvoldoende zijn?
Als de productie & invoer (MW) te laag zijn én als de acties om het verbruik te doen dalen ontoereikend zijn => laatste oplossing = afschakelplan
Absoluut noodzakelijk om de volledige ineenstorting -met zware gevolgen voor het hele Europese net- te vermijden!
6. Afschakelplan
24
Afschakelplan: wettelijke context Ministerieel besluit (M.B. 03-06-2005)
Afschakelplan (§2.3.1 en §2.4.1): Rekening houdende met de technische middelen waarover de netbeheerders beschikken, wordt de lijst van prioritaire afnemers als volgt vastgesteld, in stijgende volgorde van belang: 1.
Afschakelen van contractueel afschakelbaar vermogen
2.
Stopzetting van exporten vanuit de regelzone (= curtailing)
3. 4.
Afschakelen van de injecties in rurale netten Afschakelen van de bevoorrading van industriële productieprocessen rechtsreeks aangesloten op het transmissienet
5. 6.
Afschakelen van de injecties in stedelijke netten Bevoorrading van industrie met als doel de industriële installaties te beschermen. (gevoelige industrie)
7.
Hospitalen, hulpdiensten, openbaar vervoer, vitale communicatiecentra
8.
Hulpdiensten van productie-centrales, hoogspanningsposten
6. Afschakelplan
25
Manuele activering van afschakelschijven NW SchijvenType A
NE CE
Elektrische Zones NW
NE
CE
SW
SE
1
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~ 65MW
2
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
3
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
4
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
5
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
6
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
~ 780 MW
~ 780 MW ~ 780 MW ~390 MW
SW
SchijvenType B
SE
Elektrische Zones NW
NE
CE
SW
SE
1
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~6 5MW
~ 65 MW
2
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
3
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
4
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~ 65 MW
~65 MW
5
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~65 MW
~65 MW
6
~130 MW
~130 MW
~130 MW
~ 65 MW
~65 MW
~ 780 MW
~ 780 MW ~780 MW
~390 MW
~ 390 MW
~ 390 MW
~ 3120 MW
~ 3120 MW 6. Afschakelplan
26
Hoe verloopt het noodplan ?
Preventie
Detectie
Kennisgeving
Bespreking
Beslissing
Uitvoering
ELIA
ARP/ELIA
ELIA
ELIA/FOD Ec
Minister(s)
Minister(s) ELIA/DNB
ENTSO-E Winter outlook, Operational planning (Y, M, W, D-1), international coordination, intraday & real time follow-up,….
Previsional (week ahead, day ahead) During real time operations
When situation is confirmed: • (partial) activation Elia Emergency Plan
Proposition Elia Match specific nature of shortage with set of measures
• Sending out std fax to CGCCR
TNB stelt maatregelen voor Beslissing door de ministers bevoegd voor economie en energie
MB 3 juni 2005; art 312, §4,1 TR
Ministers informeren de bevolking via de media 6. Afschakelplan
27
Vanaf november zal Elia elke dag de burgers informeren via de website www.pretpourlhiver.be
6. Afschakelplan
www.winterklaar.be
www.readyforwinter.be
28
7. European System Evolution
Challenges in a TSO perspective “The hardware” Grid development
“The software” Products for energy management
- Reinforce/Develop the interconnexions
- Develop flexibility tools (flexible access)
- Reinforce the internal backbone
- Develop strategic reserves
- Connect new power plants
- Develop demand side management tools
- Connect & integrate offshore RES clusters
- Develop further market coupling schemes
- Connect and integrate onshore RES
Day-ahead Intraday
- Meet (local) consumption growth
Balancing
- Replace obsolete assets
- Increased interaction among market parties
- Smart, flexible & resilient grids
- Etc.
Use of innovative technologies Permits granting & public acceptance Capital intensive (above self-financing) 7. European System Evolution
Based on innovative solutions Need for regulatory framework Coordination with market players 30
Portfolio 2020 : development of the Belgian interconnections HORTA – MERCA
North border: PST 4 + Doel-Zandvliet
North Border : Brabo
NEMO
LIXHE – HERDE: 2nd 380kV + POSTE LIXHE
STEVIN
South Border: Avelin Avelgem – Horta
Legend : Interconnections
GRAMME – VAN EYCK : 2nd 380 kV connection
+ reactive power mitigation in order to increase import
Alegro
BE-LUX: PST Shiff. + cables
Backbone reinforcement 7. European System Evolution
31
Many thanks for your attention!
ELIA SYSTEM OPERATOR Boulevard de l'Empereur 20 1000 Brussels
+32 2 546 70 11 info@ elia.be www.elia.be An Elia Group company
8. Q & A
Zijn de centrales die buiten onze grenzen liggen de oplossing voor komende winter? 1. Via de bestaande interconnecties ?
De invoercapaciteit die Elia in aanmerking neemt voor de berekening van de LOLE is al gebaseerd op een volledige benutting door de marktspelers van de bestaande interconnectie met Nederland op kritieke momenten. Neen !
2. Via aanleg van een specifieke verbinding op vraag van de producent ? Het is onmogelijk om een hoogspanningskabel of -lijn aan te leggen in enkele weken. Wat de toekomst betreft, is de snelheid waarmee de vergunningen worden afgeleverd door de overheden bepalend voor de winter 2015-2016 (de termijn voor de technische uitvoering wordt geschat op +/- 1 jaar)
34
Kan je noodgeneratoren aansluiten op het net? 1.
Technisch gezien, moet er voor de aansluiting van deze generatoren een akkoord worden gesloten met de betrokken distributienetbeheerders.
2.
Als het technisch mogelijk is, zijn er 2 contractuele mogelijkheden: Deelname aan de reserves van Elia. Elia verwacht tegen 19 september 2014 de offertes van de verschillende kandidaten voor de reserve (tertiaire reserve –R3DP in het jargon) in de distributienetten. De noodgeneratoren kunnen aan deze aanbesteding deelnemen. Lopende aanbesteding voor komende winter : naar verwachting 100 à 200 MW Akkoord tussen de eigenaar van de generator en zijn leverancier (eventueel via aggregator) : uitvoerbaar vanaf deze winter ! (cf. incentive Onevenwichtstarief)
35
Toekomstige projecten op het Elia-net
1 Stevin (start 2009 - verwacht klaar 2017) 3
Nemo HS-verbinding op gelijkstroom UK (start 2007- verwacht klaar 2019)
4 Brabo (start 2005 - verwacht klaar 2016-2019)
5 ALEGrO HS-verbinding op gelijkstroom België-Duitsland (start 2010 – verwacht klaar 2019)
