Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014

Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014 april 2013

Volgens artikel 233 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe

April 2013

Blz 1 van 37

Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014

Inhoud 1

LIJST MET TABELLEN ................................................................................................................... 3

2

LIJST MET FIGUREN ...................................................................................................................... 4

3

DOEL VAN HET DOCUMENT ......................................................................................................... 5

4

SAMENVATTING............................................................................................................................. 6

5

TOEPASSING VAN DE METHODEN VOOR HET JAAR 2014 ..................................................... 9

5.1 Primaire Reserve ....................................................................................................................................... 9 5.1.1 Parameter Ci bepalen 2014 ................................................................................................................. 9 5.1.2 Sourcing van R1 .................................................................................................................................. 9 5.1.2.1 Relatie tussen beschikbaar primair regelvermogen en de veiligheid van het systeem .................. 11 5.1.3 Dimensionering Primaire Reserve 2014............................................................................................ 11 5.1.3.1 Internationale sourcing .................................................................................................................. 12 5.1.4 Samenstelling van de verschillende R1 producten ............................................................................ 12 5.2 Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve ............................................................................................. 16 5.2.1 Dimensioneringsparameters voor 2014 ............................................................................................. 16 5.2.1.1 Geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie .................................................................... 16 5.2.1.2 Bepaling van de voorspellingshorizonten en periodes .................................................................. 17 5.2.1.3 Parameters voor de dimensionering van de Secundaire plus de Tertiaire reserve. ........................ 18 5.2.1.3.1 Uitval van centrales................................................................................................................. 18 5.2.1.3.2 Baseline................................................................................................................................... 20 5.2.1.3.3 Residuele globale voorspellingsfout wind- en PV-productie .................................................. 21 5.2.1.3.4 Globale onevenwicht gebruikt voor de dimensionering van de R2+R3 .................................. 23 5.2.1.4 Parameters voor de dimensionering van de Secundaire reserve .................................................... 24 5.2.1.5 Vooropgestelde waarschijnlijkheden van ontoereikendheid (Pdef) .............................................. 25 5.2.1.5.1 Toegelaten Pdef R2+R3 voor het standaard en het globale systeem ...................................... 25 5.2.1.5.2 Toegelaten Pdef R2 ................................................................................................................. 25 5.2.2 Bepaling van de secundaire en tertiaire reservevolumes voor 2014 .................................................. 28 5.2.2.1 Bepaling verschil Secundaire plus Tertiaire Reserve (R2+R3) noodzakelijk voor het “standaard” en het “globale” systeem ............................................................................................................................... 28 5.2.2.2 Bepaling volumes secundaire reserves .......................................................................................... 29 5.2.2.3 Dimenserionering van de R2+R3 en bepaling van de R3 voor het standaard systeem ................. 29 5.2.3 Sourcing Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve 2013 .................................................................. 33 5.2.3.1 Secundaire Reserve ....................................................................................................................... 33 5.2.3.1.1 Gecontracteerd secondaire reservevermogen bij Belgische producenten voor 2014 .............. 33 5.2.3.2 Tertiaire Reserve ........................................................................................................................... 34 5.2.3.2.1 Portefeuille van tertiaire middelen voor 2014 voor het standaard systeem ............................. 34 5.2.3.2.2 Bijkomende reserves voor het globale systeem: ..................................................................... 35 5.2.3.2.3 Uitval van de grootste centrale in het systeem: ....................................................................... 35 5.2.4 Opvolging van beschikbare reserves om de N-1 situatie op te vangen ............................................. 36 LIJST MET REFERENTIES .................................................................................................................. 37

April 2013

Blz 2 van 37


1 Lijst met tabellen Tabel 1: vergelijking reservevolumes voor 2013 en 2014 8 Tabel 2: overzicht primaire reserves 2014 11 Tabel 3: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan wind-productie ten opzicht van capaciteit beschouwd in de baseline (2012). 16 Tabel 4: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan PV-productie ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline (2012) 17 Tabel 5: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende wind-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling – meting) 22 Tabel 6: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling – meting) 23 Tabel 7: gemiddelde maandelijkse standaarddeviatie van de ACE op kwartierbasis (en target), alsook de theoretische Pdef van de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen 26 Tabel 8: overzicht secundaire reserves 2014 34

April 2013

Blz 3 van 37


2 Lijst met figuren Figuur 1: asymmetrisch primair opregelvermogen bij industriële afnames ................................. 14 Figuur 2: asymmetrisch (complementair) primair afregelvermogen bij producenten .................... 14 Figuur 3: symmetrisch (complementair) primair regelvermogen bij producenten ........................ 14 Figuur 4: kansverdeling voor verlies aan vermogen door de uitval van een centrale (standaard en globaal systeem) ........................................................................................................ 19 Figuur 5: Baseline gebruikt voor de dimensionering van de reserves voor 2014. ........................ 21 Figuur 6: distributies van de resulterende incrementele intraday forecast errors van bijkomende wind- en PV-productie in 2014 ten opzichte van de beschouwde baseline (2012) ................ 23 Figuur 7: waarschijnlijkheid Y% dat een negatief onevenwicht groter dan X MW zich voordoet ..... 24 Figuur 8: cumulatieve distributie van de absolute volatiliteit van de verschillende factoren voor de R2 dimensionering ...................................................................................................... 25 Figuur 9:frequentie en duur van positieve onevenwichten continu groter dan 200 MW respectievelijk 300 MW. ............................................................................................... 26 Figuur 10: Evolutie van het systeemonevenwicht, automatische en manuele regelacties ............. 27 Figuur 11: bepaling verschil R2+R3 noden tussen standaard en globaal systeem. ...................... 28 Figuur 12: dimensionering van de R2 voor 2014 .................................................................... 29 Figuur 13: beschikbaarheid van R2+R3 producten voor het standaard systeem .......................... 32 Figuur 14: dimensionering van de R2+R3 voor het standaard systeem ..................................... 33

April 2013

Blz 4 van 37

3

Doel van het document

Dit document beantwoordt aan de verplichting bepaald in artikel 233 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna “TR”). Dit Koninklijk Besluit is in werking getreden op 28 december 2002. Artikel 233 van het TR bepaalt: “De netbeheerder evalueert en bepaalt het primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het resultaat aan de commissie mee ter goedkeuring.” Artikel. 231, § 2. van het TR bepaalt: “De netbeheerder bepaalt de primaire, secundaire en tertiaire reserves rekening houdend met het hulpvermogen voor de installaties van kwalitatieve warmtekrachtkoppeling van minder dan 20 MW aangesloten op het transmissienet, het lokaal transmissienet of het distributienet.” In onderhavig document is de toepassing opgenomen voor het jaar 2014 van het gedeelte van de methoden waarvan Elia de toepassing voorgesteld heeft in haar document “Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen” (Ref. [1]). Elia wenst toe te lichten dat haar evaluatiemethode voor de bepaling van de nodige primaire, secundaire en tertiaire reserves erop gericht is een redelijke balans te vinden tussen de kostprijs van deze reserves en de bedrijfszekerheid van het Belgische en ENTSOe geïnterconnecteerde elektrische systeem.

April 2013

Blz 5 van 37

4 Samenvatting 

Primaire reserve

Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerd symmetrisch en continu primair reservevolume ter waarde van 96 MW1 (cijfer te bevestigen in oktober na actualisatie door ENTSOe). Elia zal dit vermogen betrekken bij producenten en/of industriële klanten in de Belgische regelzone en/of aankopen in het buitenland. De day-ahead secundaire markt voor primaire reserves voor producenten dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen primaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Elia zal op basis van day-ahead nominaties verifiëren dat de dienst steeds ter beschikking wordt gesteld. Een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier dat dit niet het geval is. 

Secundaire reserve

Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerd symmetrisch en continu secundair reservevolume ter waarde van 140 MW, te contracteren op productie-eenheden binnen de Elia regelzone. De day-ahead secundaire markt voor secundaire reserves voor producenten dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen secundaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Elia zal op basis van day-ahead nominaties verifiëren dat de dienst steeds ter beschikking wordt gesteld. Een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier dat dit niet het geval is. 

Tertiaire reserve

Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerde tertiair reservevolume ten bedrage van 661 MW, waarvan: Een totale som van 400 MW R3 te betrekken als een combinatie van: 

maximaal 400 MW3 ‘R3 productie’ op productie-eenheden die zich binnen de Elia regelzone situeren en dit met een continue beschikbaarheid. De oprichting van een day-ahead secundaire markt voor R3 productie dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen tertiaire reserve, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of omwille van economische redenen.

1

2

De ENTSO-E aanbeveling voor het volume R1 voor 2014 was nog niet gekend bij het samenstellen van dit dossier. Daarom vermelden we hier voor 2014 ter indicatie de gemiddelde waarde van de door ENTSOe aanbevolen R1 volumes voor de periode 2009 - 2012. Deze waarde zal echter nog veranderen. Elia verbindt zich ertoe de door ENTSOe aanbevolen R1 volume voor 2014 aan te kopen (pas gekend rond eind oktober 2013). Met overdracht van volledige contractuele rechten en plichten met betrekking tot het getransfereerd volume.

April 2013

Blz 6 van 37




maximaal 50 MW3 (van deze 400MW) ‘R3 dynamisch profiel’ en dit met een continue beschikbaarheid. Dit nieuwe R3 product werd ontworpen om de flexibiliteit van afnames beter te capteren, met inbegrip van de flexibiliteit van geaggregeerde afnames in distributienetten, maar is ook opengesteld naar eventuele andere aanbieders. De mogelijkheid tot contracteren van dit product voor 2014 is onderworpen aan volgende voorwaarden: o

een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders, waarvoor de besprekingen nog lopende zijn bij het indienen van dit dossier;

o

goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels;

o

de eigenlijke selectie van dit product zoals beschreven in de balancing regels3.

Indien omwille van bovenstaande voorwaarden blijkt dat het contracteren van dit product voor 2014 niet mogelijk is, zal Elia het beschouwde volume vervangen door ‘R3 productie’. Een totaal van 261 MW4 te betrekken onder de vorm van afschakelbare afnamen ‘ICH’. Bovenstaande verdeling van de R3 volumes is onder voorwaarde dat de marktpartijen voldoende volumes aanbieden aan de TNB. Daarnaast zal Elia, indien zou blijken dat het contracteren van het ‘R3 dynamisch profiel’-product voor 2014 niet mogelijk is omwille van bovenstaande voorwaarden, het beschouwde volume vervangen door ‘R3 productie’. Elia zal op basis van day-ahead nominaties (R3 productie) en meetgegevens (ICH en R3 dynamisch profiel) verifiëren of de gecontracteerde beschikbaarheid gerespecteerd wordt. Een systeem van penaliteiten is van toepassing wanneer dit niet het geval is. Tabel 1 vergelijkt de reservevolumes voor 2013 en 2014: 2013 Gecontracteerde

2014 1

91 MW

96 MW1 (te bevestigen)

140 MW

140 MW

Primaire regeling Gecontracteerde Secundaire regeling (Automatisch) 3

4

Elia verbindt zich ertoe een totale som van 400 MW R3 aan te kopen op de producten ‘R3 productie’ en ‘R3 dynamisch profiel’. De selectieprocedure voor deze volumes zal beschreven worden in de balancing rules die Elia zal indienen in het kader van artikel 159, §1 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. De mogelijkheid tot contracteren van het product ‘R3 dynamisch profiel’ voor 2014 is tevens onderhevig aan een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders en de goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels. Indien het contracteren van dit product onmogelijk blijkt voor 2014 omwille van voorgaande voorwaarden zal Elia de beschouwde volumes vervangen door ‘R3 productie’. Op basis van historische waarnemingen wordt hiermee een beschikbaarheid van 80% beoogd. Voor de technische dimensionering van de volumes zelf gaat Elia uit van een beschikbaarheid gebaseerd op de geobserveerde beschikbaarheid in 2012 (zie verder).

April 2013

Blz 7 van 37


Gecontracteerde Tertiaire Reserve (Manueel)

661 MW voor evenwichtsverstoringen waarvan:  400 MW ‘R3 productie’  261 MW afschakelbare afnamen (‘ICH’) tijdens meerdere tijdsblokken

661 MW voor evenwichtsverstoringen waarvan: Een totaal van 400 MW als:  Maximaal 400 MW ‘R3 productie’  Maximaal 50 MW (van bovenvermelde 400MW) ‘R3 dynamisch profiel’ (afhankelijk van akkoord met betrokken distributienetbeheerders, goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels en selectie van dit product zoals beschreven in balancing regels). Een totaal van 261 MW afschakelbare afnamen (‘ICH’) tijdens meerdere tijdsblokken

Tabel 1: vergelijking reservevolumes voor 2013 en 2014

April 2013

Blz 8 van 37


5 Toepassing van de methoden voor het jaar 2014 5.1 Primaire Reserve De methode die toegepast wordt voor de bepaling van de primaire reserve voor 2014 is degene beschreven in sectie 5.2 van Ref. [1]. Het aandeel in de totale primaire regeling per land dat lid is van ENTSOe wordt bepaald à rato van de geproduceerde netto energie op jaarbasis, en bedraagt: Ci x 3000 MW.

5.1.1 Parameter Ci bepalen 2014 De factor Ci wordt door ENTSOe jaarlijks bepaald en bekend gemaakt omstreeks de maand oktober, wat betekent dat per april 2013 het exacte benodigde volume voor België voor het jaar 2014 nog niet gekend is. Bij een in 2014 ongewijzigde synchrone ENTSOe-zone, ten opzichte van 2013, kan het volume van de primaire reserve steeds af- of toenemen zoals tot nu elk jaar het geval was. Elia gebruikt daarom voor 2014 als voorlopige richtwaarde de gemiddelde waarde van de benodigde R1 volumes voor de laatste 4 jaren. Deze gemiddelde waarde bedraagt 96 MW 1 R1. Het benodigde R1 volume voor 2014 dient eind oktober 2013 bevestigd te worden na actualisatie door ENTSOe.

5.1.2 Sourcing van R1 Elia wenst voor 2014 een volume van 96 MW1 (te bevestigen eind oktober 2013 na actualisatie door ENTSOe) aan primaire reserves te contracteren. De day-ahead secundaire markt voor primaire reserves voor producenten5 dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen primaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen² in geval van uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Een mechanisme van penaliteiten, op basis van day-ahead nominaties, zal producenten ertoe aanzetten de day-ahead secundaire markt te gebruiken in geval van uitval of onderhoud van een R1 centrale (of om economische redenen) en zo steeds het vermogen ter beschikking te stellen van Elia. Hierdoor wordt het verlies aan primaire reserves door een uitval van een centrale tijdens dag D beperkt in de tijd. Daarnaast zet het penaliteitensysteem elke ARP ertoe aan om –voor zover mogelijk- het verlies aan primair reservevermogen tijdens dag D zo snel mogelijk op te vangen op andere eenheden binnen zijn productiepark. Om het risico op verlies van R1 te beperken, vereist Elia daarnaast dat de leveranciers zich engageren niet meer dan 50 MW R1 aan te bieden (bij de nominatie in D-1) op een enkele centrale indien zij niet de mogelijkheid hebben om, in geval van verlies van een centrale, de bewuste R1 beschikbaar te stellen op andere eenheden binnen een periode van maximaal 6 uur na de bewuste uitval. Zoals reeds het geval voor 2013 zal Elia wederom een gedeelte van de primaire reserves trachten te betrekken bij industriële klanten, al dan niet onder geaggregeerde vorm. Ten einde het verlies aan primaire reserve bij de onbeschikbaarheid van een industriële klant te beperken zal Elia het volume R1 per industriële site beperken tot een maximum van ongeveer 25 MW, daar Elia nog bijkomende ervaring dient in te winnen met betrekking tot de beschikbaarheid van de verschillende individuele industriële aanbieders van deze dienst.

5

Er wordt geen secundaire markt opgezet voor R1 geleverd door industriële klanten gezien de beperkte hoeveelheid gecontracteerd vermogen en aanbieders en de hiermee gepaard gaande beperkte liquiditeit voor dit product.

April 2013

Blz 9 van 37


Daarnaast zal Elia de mogelijkheid beschouwen om primaire reserves uit het buitenland te betrekken. Elia zal hierbij de geldende ENTSOe regels [2], alsook het maximaal te betrekken vermogen, vastgelegd door de buitenlandse TNB respecteren. Elia heeft een akkoord met RTE dat het mogelijk maakt om maximaal 30 MW primaire reserves te betrekken uit de regelzone van RTE. Elia heeft voor het jaar 2013 al gebruik gemaakt van deze optie en aldus 30 MW R1 aangekocht bij Franse producenten. De verantwoordelijkheid voor het ter beschikking stellen van deze reserves, alsook de controle hiervan, valt onder de bevoegdheid van RTE. Elia zal voor 2014 een tendering organiseren voor primaire reserves bij de Franse producenten. Te contracteren volume:

96 MW1 (te bevestigen in oktober na actualisatie door ENTSOe)

Te betrekken bij:

Voor 2014 beschouwt Elia de mogelijkheid dit volume te betrekken bij verschillende bronnen: 





Controle terbeschikkingstelling van primaire reserves:

6

Producenten in de Belgische regelzone: o

Maximaal 100% van het benodigde R1 volume;

o

De leverancier mag maximaal 50 MW R1 aanbieden per centrale in D-1 indien hij niet over de middelen beschikt om, in geval van de uitval van de centrale, de R1 binnen een redelijke termijn (6 uur) beschikbaar te maken op andere eenheden.

Industriële klanten geaggregeerde vorm):

(al

dan

o

Maximum 50% volume6;

van

het

o

Maximum van industriële site.

ongeveer

niet

onder

benodigde

25

MW

R1

per

Producenten in het buitenland: o

Elia zal hierbij de geldende ENTSOe regels [2] respecteren;

o

Het maximale volume wordt bepaald door de buitenlandse TNB;

o

Elia heeft een akkoord met RTE voor de aankoop van max. 30 MW R1 in de regelzone van RTE.



Op basis van day-ahead nominaties voor R1 productie (niet voor R1 in buitenland) en op basis van meetgegevens voor R1 bij industriële klanten.



Voor R1 productie: een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier waar het gecontracteerde vermogen niet ter beschikking

Omwille van het feit dat de activering van R1 bij industriële klanten pas start vanaf een frequentie-afwijking groter dan 100 mHz is dit het maximale aandeel. De ENTSOe regels [2] stellen immers dat 50% van de R1 reeds geactiveerd dient te zijn bij een frequentie-afwijking van 100 mHz.

April 2013

Blz 10 van 37


gesteld wordt. De penaliteit moedigt het gebruik van de secundaire markt aan.

Controle op activering van primaire reserves:



Voor R1 bij industriële klanten is een systeem van penaliteiten van toepassing in geval het gecontracteerde vermogen niet ter beschikking wordt gesteld.



Op basis van meetgegevens



Systeem van penaliteiten in geval van niet conforme activering van de primaire reserves7.

Tabel 2: overzicht primaire reserves 2014

5.1.2.1

Relatie tussen beschikbaar primair regelvermogen en de veiligheid van het systeem

Elia wenst te benadrukken dat de day-ahead secundaire markt voor primaire reserves producenten toelaat om primaire reserves te betrekken bij andere marktpartijen in geval van uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen2. Desondanks blijft het mogelijk dat Elia tijdens bepaalde periodes over minder dan 96 MW1 (te bevestigen) aan primaire reserves beschikt. Dit is bijvoorbeeld het geval bij de onbeschikbaarheid van een industriële klant of bij de uitval van een R1 centrale tijdens dag D. Dit verlies wordt: 



Voor R1 bij producenten: o

beperkt in de tijd door de oprichting van een secundaire markt voor primaire reserves; en

o

beperkt in volume in geval de leverancier van de dienst geen mogelijkheid heeft de verloren R1 binnen een redelijke termijn tijdens dag D te herstellen binnen zijn eigen portefeuille.

Voor R1 bij industriële klanten: o

beperkt in volume door beperking van het gecontracteerde volume per site bij industriële klanten.

Deze situatie is gelijkaardig bij de andere Europese TNB’s en men kan aannemen dat een momentaan tekort door één netbeheerder op dat ogenblik wordt gecompenseerd door een overschot bij een andere netbeheerder.

5.1.3

Dimensionering Primaire Reserve 2014

De dimensionering van de primaire reserves vindt plaats op ENTSOe niveau en bepaalt de jaarlijkse individuele behoeften aan primaire reserves voor alle TNB’s binnen het synchrone net. Als gevolg hiervan doet Elia in het kader van operationele planning niet meer aan extra behoeftebepaling ter zake.

7

Een uitzondering is voorzien voor de periode net na de uitval van een R1 productie-eenheid. De duurtijd van deze periode hangt af van het feit of de producent de mogelijkheid heeft om de primaire reserves beschikbaar te maken op een andere eenheid binnen zijn park (uitzondering voor periode van 6 uur) of enkel om de primaire reserves op de secundaire markt te kopen bij andere producenten (uitzondering voor periode tot na toegang tot de secundaire markt). Om aanspraak te maken op deze uitzondering dient de ARP aan te tonen dat hij correct gehandeld heeft. Er is geen uitzondering voorzien voor de controle van de terbeschikkingstelling van de primaire reserves.

April 2013

Blz 11 van 37


Dit betekent operationeel dat er maar één criterium is, gevolgd door activering en ervaringsbeheer op basis van controles. 5.1.3.1

Internationale sourcing

Op vlak van aankooppolitiek heeft Elia in het verleden de optie om primair reservevermogen te contracteren buiten de eigen regelzone mogelijk gemaakt. Elia heeft met name moeten vaststellen dat er een schaarste is op de Belgische markt wat betreft contractueel aangeboden primaire reserve. De sourcing van primaire reserve in het buitenland biedt opportuniteiten in dat opzicht omwille van het feit dat het de markt verruimt. Er dient daarbij te worden opgemerkt dat – in tegenstelling tot de secundaire en tertiaire reserves – het feit van eventueel primaire reserves aan te kopen buiten de eigen regelzone niet noodzakelijk betekent dat het vermogen fysisch getransporteerd wordt naar de eigen zone. Bij activering vloeit de R1 immers van de zone waar het vermogen ter beschikking gesteld wordt naar de zone waar zich een tekort aan vermogen voordoet. Bovendien hoeft hiertoe geen grenscapaciteit gereserveerd te worden en wel omdat de meeste activeringen gebeuren voor het compenseren van verscheidene onevenwichten overal in het ENTSOe-net en dat de stromen die hiermee gepaard gaan reeds impliciet voorzien zijn in de TRM-marge. Het contracteren van primaire reserve buiten de eigen regelzone wijzigt dit niet. Alleen zou voor een storing in België de activering in het buitenland enkele tientallen MW meer vermogen leveren dan wanneer het Belgische aandeel in de ENTSOeregeling binnen de Belgische zone zou geactiveerd worden. Volgens de ENTSOe Beleid 1 is het toegelaten om de R1 bijdrage van een controlegebied te verhogen met 30% van de initiële R1 bijdrage van de regelzone 8 om een deel van de verplichtingen van een andere regelzone te dekken. Elia heeft in de loop van 2011 besprekingen opgestart met RTE, om te onderzoeken wat de mogelijkheden zijn voor R1 sourcing vanuit centrales die gelegen zijn in Frankrijk. Deze inspanningen hebben tot een akkoord geleid met RTE, echter, zoals ook gebleken is uit de resultaten van de aanbesteding voor 2012, zonder garantie om via deze weg aantrekkelijkere prijzen te bekomen. Voor 2013 werd wel gebruik gemaakt van deze optie daar Elia 30 MW R1 aangekocht heeft bij Franse producenten. De limiet voor zulke sourcing is vastgesteld op 30MW. Zoals bepaald in het beleid 1 van het ENTSOe operationele handboek (AS-3.4) [2] neemt RTE, als reserve leverende TNB, de verantwoordelijkheid over van Elia voor dit gedeelte van de R1 (levering, controle,…). Het akkoord bepaalt ook de financiële transacties tussen Elia en RTE. Net als voor 2012 en 2013 zal Elia ook voor 2014 producenten met centrales gelegen in Frankrijk de mogelijkheid geven om primaire reserves aan te bieden. Elia zal hierbij de limiet van 30 MW, opgelegd door RTE respecteren.

5.1.4

Samenstelling van de verschillende R1 producten

Sinds 2013 voorziet Elia de mogelijkheid om een gedeelte van het primair reservevermogen –in 2013 beperkt tot maximaal 30%- te betrekken bij industriële afnemers ter vervanging van een gedeelte van het volume te voorzien door de “klassieke” producenten. Elia stelt voor om het aandeel van deze reserves voor 2014 uit te breiden tot maximaal 50% van het gecontracteerde volume aan primaire reserves. In dit kader heeft Elia in 2008 het concept van primaire regeling uitgevoerd door afnemers binnen ENTSOe verdedigd waardoor het operationele handboek beleid 1 [2] definitief werd aangepast in versie 3 van 01.04.2009. Deze nieuwe versie beperkt primaire regeling niet langer als een dienst die enkel door productie-eenheden mag geleverd worden maar erkend nu dat primaire regeling eveneens kan geleverd worden aan belastingszijde. In 2007 en 2008 waren er enkele industriële klanten betrokken bij analyses om de haalbaarheid van "R1-klanten" te onderzoeken. Omwille van de economische crisis, en daaruit volgend een verminderde interesse van industriële afnemers, hebben deze analyses niet tot concrete besluiten kunnen leiden. 8

Indien 30% van de initiële R1 bijdrage kleiner is dan 90 MW, wordt deze waarde gelijkgesteld aan 90 MW.

April 2013

Blz 12 van 37


In 2010 werd een taskforce opgericht met enkele industriële klanten om de optie van R1 levering door industriële afnames te analyseren. De belangrijkste resultaten van deze taskforce waren dat:  deze industriële klanten in staat zijn om hun processen op constante basis aan te sturen voor levering van primaire reserves, conform de eisen gesteld met betrekking tot reactietijd, weliswaar mits enkele beperkingen: o de mogelijkheid beperkt zich in hoofdzaak tot het afregelen van belasting (dus asymmetrisch) o de verstoring van hun processen dient, om technische redenen, beperkt te zijn in aantal (dus met een reactie enkel bij grotere frequentieafwijkingen).  De industriële klanten zijn bereid deze dienstverlening permanent aan te bieden. In dit kader werd besloten een lineair, asymmetrisch R1 product te ontwikkelen voor industriële afnames, met volgende eigenschappen (zie Figuur 1):  De levering van R1 is asymmetrisch, en is in dit geval enkel van toepassing in geval van een frequentie lager dan 50 Hz, wat betekent dat de afname van de industriële klanten in zulk geval verminderd dient te worden.  Om het aantal activeringen per jaar te beperken dient de dienst enkel ter beschikking gesteld te worden vanaf een bepaalde frequentie-afwijking (-100 mHz).  De dienst is lineair, wat betekent dat het de vermogensvermindering proportioneel ter beschikking gesteld dient te worden tussen een frequentie-afwijking van -100 mHz (start activering) en -200 mHz (volledige activering). Daar de ENTSOe verplichting een symmetrische levering van primaire reserves vereist, volstaat het echter niet om het volume aan primaire reserves dat zou gecontracteerd worden bij industriële klanten in mindering te brengen van het volume aan primaire reserves te contracteren bij klassieke producenten, maar moet er een asymmetrisch volume (tegenovergesteld aan dat van industriële klanten) gecontracteerd worden om het totaal pakket symmetrisch te houden (zie Figuur 2).  Vanuit economisch standpunt is Elia de mening toegedaan dat het contracteren van primaire reserves voor asymmetrisch afregelen van productiecentrales bij voorkeur moet gebeuren op basislast centrales (vermijden van must run kosten). Voorts stelt ENTSOe dat de activering lineair dient plaats te vinden tussen een frequentieafwijking van 0 mHz en ±200 mHz. Aangezien de activering van R1 door industriële klanten, en het complementerende asymmetrische deel bij producenten, slechts begint vanaf een bepaalde frequentie-afwijking (±100 mHz), dient ook een symmetrisch R1 product te worden aangekocht dat eenzelfde R1 vermogen reeds geactiveerd heeft bij eenzelfde frequentie-afwijking (±100 mHz) (zie Figuur 3). Dit houdt ook in dat het maximale vermogen van (asymmetrische) R1 dat betrokken kan worden bij industriële afnames (en producenten) beperkt is tot 50% van het totale primaire regelvermogen. Daarnaast kan het R1 vermogen aangevuld worden met het klassieke, symmetrische R1 product met een lineaire activering tussen 0 en ±200 mHz. Alles in overweging nemend onderneemt Elia acties om volgende combinatie in 2014 mogelijk te maken: 

maximaal 50%6 van onze primaire reserves voor opregelen contracteren bij de industriële klanten (al dan niet onder geaggregeerde vorm), asymmetrisch, met een reactie beginnend bij -100mHz. Het volume R1 wordt hierbij beperkt tot ongeveer 25MW per industriële site om het risico op verlies aan R1 vermogen door de onbeschikbaarheid van een industriële klant te beperken, daar Elia nog bijkomende ervaring dient in te winnen met betrekking tot de beschikbaarheid van de verschillende individuele industriële aanbieders van deze dienst (Figuur 1).

April 2013

Blz 13 van 37


Figuur 1: asymmetrisch primair opregelvermogen bij industriële afnames



eenzelfde volume dan het opregelvolume bij industriële afnemers contracteren bij producenten, asymmetrisch, met een reactie beginnend bij +100mHz (Figuur 2).

Figuur 2: asymmetrisch (complementair) primair afregelvermogen bij producenten



eenzelfde volume dan het asymmetrische opregel-, respectievelijk afregelvolume bij industriële afnames en productie-eenheden te betrekken als symmetrisch primair regelvermogen bij productie-eenheden, waarbij een volledige activering bij een afwijking van ±100 mHz vereist is (Figuur 3).

Figuur 3: symmetrisch (complementair) primair regelvermogen bij producenten

April 2013

Blz 14 van 37




De combinatie van bovenstaande producten resulteert in een symmetrisch primair regelvermogen conform met de ENTSOe richtlijnen. Elia zal voor 2014 echter ook de mogelijkheid beschouwen om klassiek, symmetrische primair regelvermogen, met lineaire activering tussen een frequentieafwijking van respectievelijk 0 mHz en ±200 mHz te contracteren bij producenten en dit ten belope van maximaal 100% van het primaire regelvermogen. Dit product zal zowel aangeboden kunnen worden door buitenlandse (Franse) als binnenlandse producenten. Elia laat deze mogelijkheid open voor het geval de industriële afnames of producenten (respectievelijk asymmetrisch opregelen afregelvermogen) minder dan 50% van het primaire regelvermogen aanbieden, en/of indien zou blijken dat de optie om een gedeelte van het primair regelvermogen aan te kopen als klassiek primair regelvermogen economisch interessanter zou zijn dan het regelvermogen te voorzien als combinatie van de 3 bovenstaande producten.

Elia zal voor 2014 dus 4 verschillende R1 producten toelaten:  Asymmetrisch opregelvermogen bij industriële afnames, al dan niet onder geaggregeerde vorm. De activering dient te starten bij een frequentie-afwijking van -100 mHz met volledige activering bij een afwijking van -200 mHz (max. 50% van totale R1 volume);  Asymmetrische afregelvermogen bij producenten. De activering dient te starten bij een frequentie-afwijking van +100 mHz met volledige activering bij een afwijking van +200 mHz (max. 50% van totale R1 volume);  Symmetrisch regelvermogen bij producenten met volledige (lineaire) activering op ±100 mHz (max. 50% van totale R1 volume);  Symmetrisch regelvermogen bij producenten met volledige (lineaire) activering op ±200 mHz (max. 100% van totale R1 volume). Hierbij dient opgemerkt te worden dat het volume van de eerste drie producten uit bovenstaande lijst identiek dient te zijn om de ENTSOe aanbevelingen te respecteren. Enkel bij het laatste product is er de mogelijkheid voor eventuele buitenlandse levering.

April 2013

Blz 15 van 37


5.2 Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve De methode die toegepast wordt voor de bepaling van de secundaire en tertiaire reserve voor 2014 is degene beschreven in hoofdstuk 6 van Ref. [1]. Onderstaande paragrafen gaan verder in op de toepassing van deze methode.

5.2.1 Dimensioneringsparameters voor 2014 5.2.1.1

Geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie

Net zoals tijdens de laatste jaren zal de geïnstalleerde capaciteit aan fotovoltaïsche (PV) en windenergie in het elektriciteitsnet de komende jaren sterk toenemen. De productie van deze eenheden heeft, in tegenstelling tot de klassieke gecentraliseerde centrales, een variabel karakter en is slechts tot op een zeker niveau voorspelbaar. De voorspellingsfouten op de productie van wind- en zonne-energie introduceren daardoor bijkomende onevenwichten in het systeem die in rekening genomen dienen te worden bij het dimensioneren van de reserves. Om deze bijkomende systeemonevenwichten in te kunnen schatten dient Elia te beschikken over gegevens van de huidige geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie en een inschatting van de capaciteit voor de toekomst. Elia heeft gedurende de laatste jaren, o.a. in het kader van het opzetten van een eigen D-1 geaggregeerde windvoorspelling9 voor ARPs en andere netgebruikers, grote inspanningen gedaan om een goede inschatting te bekomen voor de geïnstalleerde capaciteit aan windenergie. Verder is er een project lopende om automatisch informatie te ontvangen van de DNB’s betreffende de geïnstalleerde capaciteit aan windenergie in hun netten. Tabel 3 geeft, op basis van voor Elia beschikbare informatie, een inschatting van het bijkomend geïnstalleerd vermogen aan totale wind-productie voor de periode tussen 2012 – 2014 (in zowel het transmissie- als distributienet). Het is echter onvermijdelijk dat deze waarden veranderen in functie van de realisatie van de toekomstige projecten en herziening van de beschikbare gegevens met betrekking tot de geïnstalleerde capaciteit.

2014 Onshore wind Offshore wind

Jan 143 451

Feb 154 481

Mrt 165 511

Apr 176 517

Mei 187 517

Jun 198 462

Jul 209 407

Aug 220 400

Sep 231 393

Okt 242 423

Nov 253 453

Tabel 3: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan wind-productie ten opzicht van capaciteit beschouwd in de baseline (2012)10.



Voor 2013 en 2014 verwacht Elia een lineaire groei van onshore wind van ongeveer 132 MW per jaar (264 MW in totaal), waardoor de totale geïnstalleerde capaciteit tegen eind 2014 1266 MW zou bedragen.



Het bijkomend volume aan offshore windenergie ten opzichte van eind 2012 zou 237 MW bedragen tegen het einde van 2013 en 483 MW tegen eind 2014. Eind 2014 zou de totale geïnstalleerde capaciteit 862 MW bedragen.

In totaal verwacht men dus een sterke stijging van het geïnstalleerde vermogen aan windenergie met ongeveer 54% in de periode eind 2012 – eind 2014.

9

Elia website: http://www.elia.be/nl/grid-data/productie/windproductie Voor offshore wind tonen deze waarden, op maandelijkse basis, de toename aan geïnstalleerde capaciteit aan windproductie in 2014 ten opzicht van dezelfde maand in 2012. In 2012 zelf steeg de geïnstalleerde capaciteit immers van 195 MW naar 379,5 MW.

10

April 2013

Blz 16 van 37

Dec 264 483


Tabel 4 geeft, op basis van voor Elia beschikbare informatie, een inschatting van het bijkomend geïnstalleerd vermogen aan PV-productie voor de periode tussen 2012 – 2014. Het is echter onvermijdelijk dat deze waarden veranderen in functie van de realisatie van de toekomstige projecten en herziening van de beschikbare gegevens met betrekking tot de geïnstalleerde capaciteit.

2014 PV

Jan 520

Feb 560

Mrt 600

Apr 640

Mei 680

Jun 720

Jul 760

Aug 800

Sep 840

Okt 880

Nov 920

Tabel 4: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan PV-productie ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline (2012)



Voor 2013 en 2014 verwacht Elia een lineaire groei van onshore wind van ongeveer 480 MW per jaar (960 MW in totaal). Eind 2014 zou de totale geïnstalleerde capaciteit 2750 MW bedragen.

In totaal verwacht men dus een sterke stijging van het geïnstalleerde vermogen aan PV productie met, net zoals voor windproductie, ongeveer 54% in de periode eind 2012 – eind 2014. Zoals reeds vermeld in [1] is het belangrijk te stellen dat de dimensioneringsmethode enkel onevenwichten beschouwt door voorspellingsfouten veroorzaakt door bijkomende capaciteit aan geïnstalleerde wind en PV-prodctie ten opzichte van de beschouwde baseline voor onevenwichten (2012). Dit betekent dat het model geen rekening houdt met eventuele structurele onevenwichten veroorzaakt door een gebrek aan (geactiveerde) flexibiliteit in het net om de variabele productie van wind- en PV-productie op te vangen. Er wordt dus verondersteld dat ARPs hun verantwoordelijkheid [4] om het evenwicht van hun perimeter te garanderen op 15 minuten basis ten volle vervullen. 5.2.1.2

Bepaling van de voorspellingshorizonten en periodes

Dit model is in principe bruikbaar zowel in lange als in korte voorspellingshorizonten: 

lang op voorhand in een analyse die alle mogelijke (nog ongekende) productietoestanden globaliseert voor de beschouwde periode;



met een verfijnd model dat bepaalde parameters individueel modelleert voor analyse van nodige reserves voor de komende uren, of dag, tot maximum een week. Men zou bijvoorbeeld in acht kunnen nemen welke centrales effectief zullen draaien (impact op forced outages), hoeveel wind- en PV-productie aanwezig zal zijn,... Om accurate resultaten te leveren dient de input van het model nog wel gebaseerd te zijn op representatieve data, verzameld over typisch langere periodes.

Met “voorspellingshorizon” wordt de tijd bedoeld tussen het ogenblik van uitvoeren van de analyse en het begin van de periode die men beschouwt. Deze periode hangt samen met de onzekerheid in het systeem en is daarom een bepalende factor in de dimensionering van de reserves. Immers, hoe langer deze periode, hoe minder zekerheid de TNB heeft over welke systeemonevenwichten zich zullen voordoen en welke niet-gecontracteerde reserves (I/D-bids in het kader van het CIPU contract en bijkomende ICH-volumes, ten opzichte van gecontracteerde volume- beschikbaar zullen zijn, op dat moment. Bij de bepaling van de volumes van R2 en R3 voor 2013 wordt een voorspellingshorizon van 1 jaar gebruikt. Deze voorspellingshorizon laat de TNB niet toe eventueel niet-gecontracteerde reserves in rekening te nemen bij de dimensionering, net omwille van de grote onzekerheid. Met “periode” bedoelt men de tijdspanne waarvoor dewelke de uitvalkansen voor centrales toegepast worden. Dit betekent dat alle mogelijke combinaties van de uitval van centrales tijdens deze periode in rekening genomen worden. We beschouwen periodes die niet langer zijn dan 8 uur. Dit wil zeggen dat Elia veronderstelt dat een ARP ten laatste na een periode van 8 uur in staat moet zijn zelf de uitval van een centrale op te vangen via wijzigingen op andere centrales of via aankopen op de (intraday) markt.

April 2013

Blz 17 van 37

Dec 960


De beschouwde periode bepaalt de verwachte onevenwichten omwille van Forced Outages die worden toegevoegd aan andere verwachte bronnen van onevenwicht in de berekening van de nood aan (R2 + R3).

5.2.1.3

Parameters voor de dimensionering van de Secundaire plus de Tertiaire reserve.

Voor de bepaling van de R2+R3 noden van zowel het standaard als het globale systeem worden onderstaande bronnen van onevenwicht in rekening genomen (zie [1] voor een gedetailleerde beschrijving van de verschillende bronnen):  Baseline: dit betreft de historisch waargenomen residuele systeemonevenwichten in 2012, exclusief periodes met uitval van centrales. Deze gegevens weerspiegelen de netto voorspellingsfouten op belasting en productie (inclusief reeds geïnstalleerde capaciteit aan wind en PV-productie), andere netto onevenwichten veroorzaakt door ARPs, verschil tussen gecompenseerde netverliezen aan actief vermogen ten opzichte van de werkelijke netverliezen,…  Uitval van productie-eenheden (“Forced outages”, “FO”): onevenwichten veroorzaakt door een plotse uitval van een centrale;  Voorspellingsfout op de onshore en offshore windproductie: netto intraday voorspellingsfouten voor bijkomende geïnstalleerde windproductie tussen 2012 en 2014 (die dus niet inbegrepen zijn in de baseline).  Voorspellingsfout op de PV-productie: netto intraday voorspellingsfouten voor bijkomende geïnstalleerde PV-productie tussen 2012 en 2014 (die dus niet inbegrepen zijn in de baseline).

5.2.1.3.1 Uitval van centrales Het vermogensverlies door een plotse uitval van een productiecentrale is één van de bepalende factoren voor de dimensionering van de R2+R3. De waarschijnlijkheidsdistributie voor het binnen een bepaalde periode (8 uur) onvoorzien uitgevallen vermogen in een productiepark wordt bekomen door de convolutie van de waarschijnlijkheidsdistributies van de uitval van elke (groepen van) eenhe(i)d(en) binnen deze periode. Hierbij wordt verondersteld dat een eenheid slechts 1 keer kan uitvallen in de beschouwde periode en dat de uitval van elke centrale onafhankelijk is van de uitval van een andere centrale. Voor thermische eenheden wordt een onderlinge onafhankelijke en in de tijd constante uitvalkans verondersteld. Bij een uitval wordt verondersteld dat de eenheid voorheen uitgebaat werd op maximaal vermogen en na de uitval niet meer injecteert. Op basis van het logboek van het Nationaal Controle Centrum werden de uitvalkansen van bestaande eenheden berekend per type van centrale. Dit laat toe hun uitvalkans te benaderen als een exponentiële functie van de beschouwde periode, met als gemiddelde waarden: 

nucleaire eenheid: 1,5 uitvallen per jaar



STEGs en gasturbines: 3 uitvallen per jaar



andere eenheden: 3 uitvallen per jaar

De bovenvermelde uitvalkansen werden bepaald op basis van ervaring. Bij het dimensioneren van de R2+R3 maakt Elia een onderscheid tussen de reservenoden voor het standaard systeem en de noden voor het globale systeem: 

In het standaard systeem wordt het beschouwde maximale verlies aan vermogen door de uitval van een centrale beperkt tot de capaciteit van een standaardeenheid (500 MW).

April 2013

Blz 18 van 37




In het globaal systeem wordt het verlies aan vermogen door de uitval van een centrale niet gelimiteerd.

Zoals voorgesteld door Elia en goedgekeurd door de CREG in beslissing (B)120621-CDC-1162 met betrekking tot de reservevolumes voor 2013, dient ook voor 2014 verschil in R2+R3 noden voor het “globaal” en het “standaard” systeem voorzien te worden door ARP’s die verantwoordelijk zijn voor de injectie van centrales met een capaciteit groter dan die van een standaard eenheid (500 MW)11. Elia stelt voor om deze verplichting, zoals voorgaande jaren, op te nemen in het CIPUcontract. Figuur 4 geeft de kansverdeling weer van vermogensverlies door de uitval van centrales voor zowel het standaard als het globale systeem:

Figuur 4: kansverdeling voor verlies aan vermogen door de uitval van een centrale (standaard en globaal systeem)

Het model houdt geen rekening met de uitval van individuele windmolens en zonnepanelen omwille van het decentrale karakter en het kleine vermogen van deze eenheden. Eventuele onevenwichten zijn reeds inbegrepen in de historische waarden van de baseline en de voorspellingsfouten op bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline. Windmolens schakelen uit vanaf een bepaalde windsnelheid (afschakelsnelheid) om schade te voorkomen. Dit is voornamelijk het geval voor offshore windmolens daar deze vaak geconfronteerd worden met hoge windsnelheden. Onevenwichten door het instantaan vermogensverlies door de uitschakeling van offshore windmolens in geval van storm worden inherent meegenomen in de baseline en de bijkomende voorspellingsfouten. Elia heeft momenteel echter weinig ervaring met het gedrag van offshore windparken wat betreft dit effect en verbindt zich ertoe om dit effect verder te bestuderen in de komende jaren om het nauwkeuriger op te kunnen nemen in de dimensionering van de reserves. Hierbij dient rekening gehouden te worden met o.a. volgende zaken: 11

Toepassing van deze methodologie is beperkt tot een systeem waarin slechts 1 ARP verantwoordelijk is voor de injectie van een centrale met een capaciteit groter dan deze van een standaard eenheid (500 MW), zoals het geval is voor 2014. Deze methodologie houdt in dat de nood voor bijkomende reserves door de aanwezigheid van eenheden groter dan de standaardeenheid in de portefeuille van slechts één ARP niet gesocialiseerd worden door de TNB.

April 2013

Blz 19 van 37




Het instantaan verlies aan vermogen is meestal kleiner dan de geïnstalleerde capaciteit van het park. Immers, niet alle windmolens van een windpark zullen gelijktijdig uitschakelen, maar eerder gefaseerd in de tijd. Ook de geografische spreiding van de verschillende parken speelt hier een belangrijke rol;



Het risico op uitval door een storm is voorspelbaar (wat niet het geval is voor de uitval van een “klassieke” centrale). Hierdoor kunnen ARPs eventueel preventieve acties ondernemen om het risico op grote onevenwichten te vermijden. Daarnaast kan Elia in de toekomst, indien nodig, preventieve maatregelen onderzoeken om de productie van windparken te verminderen bij stormrisico;



Elk type turbine schakelt af bij een welbepaalde windsnelheid die gedurende een bepaalde tijd gemeten wordt. Aangezien niet elk park dezelfde type turbines heeft, kan men ervan uitgaan dat een eventuele afschakeling gefaseerd zal verlopen tussen verschillende parken. Het afschakelgedrag van de verschillende windparken dient hierdoor verder onderzocht te worden;



Daarnaast laat nieuwe technologie toe om de productie van windmolens geleidelijk te verminderen in geval van storm in plaats van directe uitschakeling.

Gezien de beperkte ervaring van Elia wat betreft het gedrag van meerdere grote offshore windparken en de sterke groei aan offshore geïnstalleerde capaciteit dient dit nauwgezet opgevolgd te worden naar de toekomst toe. 5.2.1.3.2 Baseline Daar waar historisch gezien de grote onevenwichten veroorzaakt werden door de ogenblikkelijke uitval van een grote belasting of productie-eenheid, merkt men de laatste jaren op dat ook voorspellingsfouten van belasting en productie, onevenwichten door grote stappen in uitwisselingsprogramma’s met het buitenland,… een belangrijkere rol beginnen te spelen. Dit was één van de belangrijkste redenen om over te stappen naar een gecombineerde deterministische/probabilistische dimensioneringsmethode voor de R2+R3. Om alle deze effecten in rekening te kunnen nemen is de dimensionering van de reserves (R2, R3) in de probabilistische methode gebaseerd op de verwachte systeemonevenwichten. Deze verwachte onevenwichten worden bepaald aan de hand van historisch waargenomen residuele systeemonevenwichten (de zogenoemde baseline) waaraan bijkomende onevenwichten, door verwachte veranderingen in het elektriciteitssysteem, worden toegevoegd. De “baseline” omvat historische geobserveerde residuele systeemonevenwichten. De baseline omvat daardoor het netto onevenwicht van alle ARP’s, veroorzaakt door voorspellingsfouten op belasting en productie en door stappen in uitwisselingsprogramma’s, alsook andere onevenwichten (verschil tussen gecompenseerde netverliezen en werkelijke netverliezen,…). Bij het samenstellen van de baseline voor de dimensionering van de reserves voor 2014 gebruikt men historische waarden voor de residuele systeemonevenwichten van 2012. De evolutie van de geobserveede historische systeemonevenwichten hangt af van verschillende factoren, waaronder het gedrag van ARPs (balanceren van perimeter op 15-minuten basis), beschikbare flexibiliteit in het systeem, incentives gegeven door het onevenwichtstarief,… In dit verband heeft Elia in 2012 een lichte daling van het residuele systeemonevenwicht (op energie-basis) vastgesteld ten opzichte van 2011 (zie [1]). De daling op (absolute) energiebasis bedroeg ongeveer 4,6% (1465 GWh onevenwicht in 2012 ten opzichte van 1536 GWh in 2011). Er wordt aangenomen dat deze daling het resultaat is van: 

Verandering van het onevenwichtsmechanisme naar single marginal pricing (betere incentives);



Bijkomende inspanningen wat betreft communicatie over de onevenwichtsproblematiek naar de ARPs en marktpartijen;



Inspanningen om marktpartijen een beter inzicht te geven van de totale voorspelde injectie van wind- en PV-productie. Vanaf 2012 werd ook de actuele injectie van windproductie gepubliceerd.

April 2013

Blz 20 van 37




Etc.

Daar Elia naar de toekomst toe verdere inspanningen zal leveren om ARPs en marktpartijen een beter inzicht te geven wat betreft het onevenwicht van het systeem en van de verschillende ARP perimeters (intraday voorspellingen van wind en PV12, publicatie van de injectie van PV, publicatie van infeed uit distributie-netten, efficiëntere incentives door het onevenwichtstarief,…) werd een verdere vermindering van de onevenwichten van de baseline verondersteld van 3% in 2014. Elia stelt vast dat de liquiditeit op de intraday markt momenteel beperkt is. Daar er geen grote wijzigingen verwacht worden in de organisatie van de intraday markt naar 2014 toe, neemt Elia conservatieve assumpties wat betreft de verminderingen van residuele onevenwichten door het gebruik van intraday markten door ARPs. Elia heeft daarnaast in 2011 en 2012 kunnen vaststellen dat er een evolutie is naar een structureel lange positie van het netto onevenwicht van de ARPs (zie [1]). In 2012 bedroeg het gemiddelde residuele systeemonevenwicht +64 MW. Elia zal dit effect verder onderzoeken en gepaste maatregelen nemen en/of voorstellen aan de CREG om dergelijk gedrag te voorkomen. Daardoor wordt de gemiddelde waarde van de baseline, gebruikt voor de dimensionering van de reserves in 2014, gecompenseerd naar 0 MW. Om de onevenwichten door de uitval van productie-eenheden niet dubbel in rekening te nemen werden deze uit de historische tijdsserie van de baseline van 2012 gefilterd. Figuur 5 geeft de resulterende verdeling van de baseline weer.

Zone kort

Zone lang

Figuur 5: Baseline gebruikt voor de dimensionering van de reserves voor 2014.

5.2.1.3.3 Residuele globale voorspellingsfout wind- en PV-productie De baseline bevat reeds de onevenwichten door voorspellingsfouten op de productie van de geïnstalleerde capaciteit aan wind en PV voor 2012. Echter, zoals reeds vermeld in paragraaf 5.2.1.1, wordt verwacht dat de geïnstalleerde capaciteit aan zowel wind- als PV-productie met ongeveer 54% toenemen tegen eind 2014. De onevenwichten door de voorspellingsfouten op dit incrementele volume dienen daarom apart gemodelleerd te worden. Elia heeft eind 2011 een geaggregeerde day-ahead windforecast opgezet voor de Belgische regelzone die ongeveer 930 MW aan windcapaciteit beschouwt en ook de opgeschaalde werkelijke injectie van de windproductie toont. Deze gegevens zijn beschikbaar voor zowel onshore windproductie (735 MW gemonitorde capaciteit), offshore windproductie (195 MW gemonitorde capaciteit) en gecumuleerd (930 MW gemonitorde capaciteit). 12

Een intraday voorspelling van de PV-productie, alsook de real-time PV injectie wordt sinds eind maart 2013 reeds weergegeven op de Elia website.

April 2013

Blz 21 van 37


Het verschil tussen de voorspelde injectie en de werkelijke injectie geeft de geaggregeerde voorspellingsfout op de windproductie voor 2012 binnen de Belgische regelzone. Op basis van deze day-ahead forecasts kunnen de onevenwichten voor de incrementele geïnstalleerde capaciteit van onshore en offshore wind ingeschat worden. 

De Elia D-1 onshore forecast error wordt gedeeld door het beschouwde vermogen en dan vermenigvuldigd met het incrementeel geïnstalleerde vermogen.



Voor de modellering van de incrementele offshore forecast error werd zowel de D-1 forecast error van Belwind en C-Power (door de ARPs) als de Elia forecast error voor offshore productie gebruikt. Dit laat toe om de resulterende forecast error voor de incrementele geïnstalleerde capaciteit van 3 verschillende parken (zoals in 2014) te modelleren aangezien dit toelaat om de gedeeltelijke netting van de voorspellingsfouten in rekening te nemen.

Intraday windvoorspellingen zijn intrinsiek beter dan day-ahead forecasts. Door gebruik te maken van intraday forecasts kunnen ARP’s de onevenwichten veroorzaakt door voorspellingsfouten op windproductie dus beperken. Een nodige voorwaarde hiervoor is dat de ARP’s de mogelijkheid moeten hebben om hun ingenomen posities in D-1 te kunnen wijzigen via de intraday markt of door wijzigingen binnen hun productiepark en/of afnames binnen hun perimeter. Uit de literatuur blijkt dat het relatieve theoretische verbeteringspotentieel van een ID forecast ten opzichte van een DA forecast maximaal 30 à 40% bedraagt [5]. Gezien de beperkte liquiditeit van de ID-markten en het actueel beperkte gebruik van ID nominaties door ARP’s werden voor 2014 conservatieve hypotheses gemaakt wat betreft de intraday werking. Hierdoor werd een totale relatieve verbetering van 7% ten opzichte van de DA windvoorspelling verondersteld. Tabel 4 geeft de eigenschappen van de veronderstelde windvoorspellingsfout13 voor bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de baseline.

2014 Onshore wind Offshore wind

Gemiddelde -2,8% -1,3%

Standaard deviatie 6,8% 12,1%

MAE 5,9% 8,2%

RMSE 7,3% 12,2%

Tabel 5: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende wind-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling – meting)

Hieruit blijkt dat de RMSE voor de day-ahead onshore wind forecast lager is dan die voor offshore. Een mogelijke verklaring hiervoor is het feit dat het uitmiddelingseffect van voorspellingsfouten groter is voor onshore windmolens (gezien hun grotere geografische spreiding). Elia heeft voor 2012 een day-ahead voorspelling voor de PV-productie opgezet. Daarnaast beschikt Elia voor 2012 over een representatieve data-set voor de effectief geïnjecteerde productie door PV (voor meer dan 300 MW PV-productie). Op deze basis heeft Elia de Belgische geaggregeerde voorspellingsfout van PV-productie berekend voor 2012. Analoog aan de methodologie gevolgd voor onshore wind (zie hierboven) kan men dan de D-1 voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van de baseline berekenen. Ook voor intraday PV-voorspellingen geldt dat deze significant beter zijn dan de D-1 voorspelling. De daling in residuele onevenwichten hangt echter af van de mogelijkheid van ARPs hun perimeter aan te passen aan deze verbeterde voorspelling. Elia stelt echter vast dat een goede inschatting van de PV-productie door de ARPs moeilijker is dan voor windproductie14. Dit is mogelijk te wijten aan het zeer gedecentraliseerde karakter van de PV productie (merendeel van de capaciteit is 13

MAE (gemiddelde absolute afwijking): deze parameter geeft de gemiddelde afwijking (als % van het geïnstalleerde vermogen) aan van de D-1 windvoorspelling ten opzichte van de werkelijke productie, zonder rekening te houden met het teken van de voorspellingsfout. RMSE (wortel van de gemiddelde kwadratische afwijking): courante parameter gebruikt voor het evalueren van de performantie van windvoorspellingen. De parameter legt de nadruk op grote afwijkingen en houdt rekening met een eventuele gemiddelde afwijking. 14

Elia stelt systematisch grote (veelal positieve) onevenwichten vast op dagen met veel injectie van PVproductie, bijv. op 18/2/2013, 20/2/2013,…

April 2013

Blz 22 van 37


geïnstalleerd bij particulieren) en de moeilijkheid om de effectief geïnstalleerde capaciteit in te schatten. Elia veronderstelt daardoor een relatieve vermindering van de residuele onevenwichten van PV van 3,5% ten opzichte van de D-1 voorspellingsfout (cfr. 7% voor wind). Tabel 6 geeft de eigenschappen van de veronderstelde PV-voorspellingsfout14 voor bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de baseline.

2014 PV

Gemiddelde -0,2%

Standaard deviatie 8,3%

MAE 5,2%

RMSE 8,3%

Tabel 6: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling – meting)

Het resultaat van deze modellen zijn tijdsseries van de intraday incrementele forecast error van zowel onshore als offshore wind en PV-productie. Deze tijdsseries kunnen opgeteld worden bij de baseline, zodat een eventuele correlatie tussen beiden in rekening genomen wordt (wat niet mogelijk is bij een convolutie van de resulterende distributies). Figuur 7 toont de resulterende distributies van de incrementele intraday onshore en offshore forecast errors.

Figuur 6: distributies van de resulterende incrementele intraday forecast errors van bijkomende wind- en PVproductie in 2014 ten opzichte van de beschouwde baseline (2012)

5.2.1.3.4 Globale onevenwicht gebruikt voor de dimensionering van de R2+R3 Het totale onevenwicht wordt dan bepaald als een combinatie van de verschillende onevenwichtsdrivers (FO’s, baseline, residuele (bijkomende) wind- en PV-voorspellingsfouten). Voor de dimensionering van de R2+R3 (opwaartse reserves) worden de verwachte negatieve systeemonevenwichten gebruikt. Voor het wegregelen van positieve systeemonvenwichten rekent Elia op de secundaire reserves en op D-bids in het kader van het CIPU contract (zie verder). Figuur 7 geeft de cumulatieve verdeling weer van de negatieve systeemonevenwichten voor zowel het standaard als het globale systeem:

April 2013

Blz 23 van 37


Figuur 7: waarschijnlijkheid Y% dat een negatief onevenwicht groter dan X MW zich voordoet

5.2.1.4

Parameters voor de dimensionering van de Secundaire reserve

Volgende factoren worden voor de dimensionering van de R2 in aanmerking genomen: 

De volatiliteit van de “baseline”: deze factor is de belangrijkste voor de dimensionering van de R2. Deze factor omvat o.a. de volatiliteit (als een maat voor snelle onevenwichtsschommelingen) van onevenwichten door foutieve inschattingen van belasting of productie en stappen in het uitwisselingsprogramma’s met het buitenland, alsook de volatiliteit van onevenwichten veroorzaakt door het verschil tussen gecompenseerde en actuele netverliezen,... 



De volatiliteit van de baseline werd berekend uit de tijdsseries van de baseline gebruikt voor de R2+R3 dimensionering, exclusief FO’s.

Volatiliteit van zowel de residuele voorspellingsfout door bijkomende wind- en PVproductie in 2014 ten opzichte van de baseline (2012). 

De volatiliteit werd berekend uit de tijdsseries gebruikt voor de R2+R3 dimensionering.

De globale volatiliteit gebruikt voor de dimensionering van de R2 wordt bekomen door het optellen van de tijdsseries van de volatiliteit voor elke factor. Aangezien de R2 zowel positieve als negatieve waarden van volatiliteit dient weg te regelen wordt de absolute waarde genomen van de resulterende tijdsserie. De resulterende distributies worden weergegeven in Figuur 8.

April 2013

Blz 24 van 37


Figuur 8: cumulatieve distributie van de absolute volatiliteit van de verschillende factoren voor de R2 dimensionering

5.2.1.5

Vooropgestelde waarschijnlijkheden van ontoereikendheid (Pdef)

5.2.1.5.1 Toegelaten Pdef R2+R3 voor het standaard en het globale systeem We definiëren de waarschijnlijkheid van ontoereikendheid van de Secundaire plus de Tertiaire Reserves als de aanvaardbare hoeveelheid tijdsintervallen waarin de opwaartse Secundaire plus Tertiaire reserves niet toereikend zijn om de negatieve systeemonevenwichten van de zone weg te regelen. Deze vooropgestelde kans van ontoereikendheid dient gerespecteerd te worden voor zowel het standaard als het globale systeem (zie later). Beleid 1 van het ENTSOe operationele handboek [2] neemt voor een enkele regelzone de waarde van 0,1% als voorbeeld, meer bepaald iets minder dan 9 uur per jaar. Het zou kunnen dat wordt vastgesteld dat het aanvaardbare tekort van een regelzone afhankelijk is van de afmeting en sterkte van het met elkaar verbonden systeem. Voor 2014 hanteren we, net zoals voor 2013, een kans van ontoereikendheid (Pdef) van 0,1% voor de dimensionering van R2+R3, conform het voorstel van ENTSOe, en het gangbare risico aangaande de huidige TNB sourcing. Dit betekent dat de kans van ontoereikendheid van de uiteindelijke R2 + R3 portefeuille om negatieve systeemonevenwichten weg te regelen in 2013 lager dient te zijn dan 0,1%.

5.2.1.5.2 Toegelaten Pdef R2 We omschrijven de waarschijnlijkheid van ontoereikendheid van de secundaire reserve als de aanvaardbare tijdsintervallen waarin de secundaire reserves niet toereikend zijn om de volatiliteit van het verwachte systeemonevenwicht weg te regelen. De secundaire reserve (automatische regeling) dient om willekeurige, snelle variaties van het onevenwicht op te vangen, die gemodelleerd worden aan de hand van de volatiliteit van het systeemonevenwicht. Omwille van het automatische karakter is de R2 van groot belang om een goede kwaliteit van de Area Control Error te vrijwaren. Manuele activaties (I/D-bids in het kader van het CIPU contract, Tertiaire Reserves) dienen om grote en langdurige onevenwichten op te vangen en spelen zo ook een belangrijke rol in de geobserveerde kwaliteit van de ACE.

April 2013

Blz 25 van 37


De toegelaten kans van ontoereikendheid voor de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen kan dan ook bepaald worden op basis van de historische waargenomen kwaliteit van de ACE en de corresponderende Pdef van de R2. Om de aanvaardbare waarschijnlijkheid van ontoereikendheid voor de secundaire reserve te bepalen, en om zich te kunnen baseren op objectieve criteria, opteert Elia ervoor om de indicatoren voor de kwaliteit van het evenwicht van de regelzone te volgen die ENTSOe heeft ontwikkeld. Tabel 7 geeft voor de periode 2010 – 2012 de gemiddelde maandelijkse standaard deviatie van de ACE op kwartierbasis weer, alsook de targetwaarde. Verder wordt ook de historische kans van ontoereikendheid weergegeven van de gecontracteerde R2 (theoretische veronderstelde beschikbaarheid van de R2 in rekening genomen) om de variabiliteit van het systeemonevenwicht te dekken. 2010

2011

2012

σACE [MW]

75,2

91,6

77,4

Target [MW]

97,8

97,5

99

Pdef R2

27,8%

26,3%

27,6%

Tabel 7: gemiddelde maandelijkse standaarddeviatie van de ACE op kwartierbasis (en target), alsook de theoretische Pdef van de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen

De stijging van de standaarddeviatie van de ACE in 2011 was te wijten aan de aanwezigheid van grote, langdurige (veelal positieve) systeemonevenwichten (zie Figuur 3 van Ref [1]) tijdens periodes waarin de klassieke flexibele draaiende eenheden vaak reeds op minimum vermogen uitgebaat werden (incompressibiliteit). Deze onevenwichten vallen buiten de scope van de secundaire reserves, wat ook blijkt uit het feit dat de Pdef van de R2 in 2011 zelfs iets lager lag dan in 2010 en 2012 terwijl de kwaliteit van de ACE slechter was, en dienen omwille van hun karakter opgevangen te worden met manuele activering van bijkomende D-bids (zie onder). Dit weerspiegelde zich ook in de waarden van de σ90 van de ACE (die grote afwijkingen van de ACE weerspiegelt), die voor 2011 merkbaar hoger lagen dan voor 2010. Figuur 9 toont de stijging van de frequentie en de duur van positieve onevenwichten (continu groter dan 200 en 300 MW) tussen 2010 en 2011. Hieruit blijkt duidelijk dat in 2011 veel meer langdurige positieve onevenwichten voorkwamen.

Figuur 9:frequentie en duur van positieve onevenwichten continu groter dan 200 MW respectievelijk 300 MW.

Positieve onevenwichten in het systeem dienen weggeregeld te worden door secundaire reserves en de decrementele bids in het kader van het CIPU contract. Aangezien men tijdens problemen van incompressibiliteit een vermindering van de productie beoogt, acht Elia het niet noodzakelijk bijkomende neerwaartse volumes te reserveren. De klassieke flexibele eenheden draaien immers al op minimaal vermogen, waardoor de reservatie van een bijkomende hoeveelheid neerwaartse flexibele reserves het probleem nog dreigt te versterken. Volgende acties en wijzigingen door Elia hebben ervoor gezorgd dat Elia in 2012 deze grote langdurige onevenwichten beter heeft kunnen opvangen:

April 2013

Blz 26 van 37




Identificeren van naar bijkomende vrije decrementele bids die voorheen niet beschouwd werden (op allerlei assets gebaseerd op vrije biedingen). Hierdoor kunnen positieve systeemonevenwichten beter opgevangen worden.



De nieuwe structuur van de onevenwichtstarieven in 2012 (principe van een enkele marginale prijs) geeft betere signalen aan marktpartijen om de productie te verminderen in geval van incompressibiliteit. De activeringsprijs van deze bijkomende vrije biedingen kan immers laag en zelfs negatief zijn waardoor een efficiënt signaal gegeven wordt aan de markt, wat zal leiden tot een bijkomende reactie van de marktpartijen.



Elia heeft in 2012 ook veel aandacht besteed aan het activeren van voldoende manuele regelacties om de secundaire reserves te ontlasten en te complementeren in geval van grote onevenwichten. Dit blijkt ook uit de evolutie van de manuele regelacties gedurende de laatste 3 jaren zoals weergegeven in Figuur 10.

Figuur 10: Evolutie van het systeemonevenwicht, automatische en manuele regelacties

Als gevolg van al deze inspanningen was de kwaliteit van de ACE in 2012 beduidend beter dan in 2011. Dit reflecteert zich in de standaard deviatie van de ACE die zich op 78% van de referentiewaarde bevond voor 2012. Daarnaast was er, door de focus op manuele regelacties, ook een significante verbetering in 2012 van de σ90 van de ACE, die nagaat of de 10% van de grootste afwijkingen van de ACE binnen de ENTSOe referentiewaarde liggen. Hier bevindt Elia zich voor 2012 op 65,9% van de referentiewaarde (ten opzichte van 108,6% in 2011). Ook voor de de was er een significante verbetering in 2012 [3].

σ99

Bovenstaande gegevens laten toe om te besluiten dat een Pdef voor de R2 van 27,6% (2012) à 27,8% (2010), in combinatie met voldoende manuele regelacties, Elia zal toelaten om een bevredigende ACE kwaliteit te behalen. Elia stelt daarom een Pdef van 27,8% voorop in de dimensionering van de secundaire reserves voor 2014.

April 2013

Blz 27 van 37


5.2.2 Bepaling van de secundaire en tertiaire reservevolumes voor 2014 Deze paragraaf geeft de resultaten weer voor de toepassing van de methodes, beschreven in Ref. [1], ter bepaling van de nodige secundaire en tertiaire volumes voor de Elia regelzone voor het jaar 2014. 5.2.2.1

Bepaling verschil Secundaire plus Tertiaire Reserve (R2+R3) noodzakelijk voor het “standaard” en het “globale” systeem

Zoals voorgesteld door Elia en goedgekeurd door de CREG in beslissing (B)120621-CDC-1162 met betrekking tot de reservevolumes voor 2013, dient ook voor 2014 verschil in R2+R3 noden voor het “globaal” en het “standaard” systeem voorzien te worden door ARP’s die verantwoordelijk zijn voor de injectie van centrales met een capaciteit groter dan die van een standaard eenheid (500 MW)(15). Elia stelt voor om deze verplichting, zoals voorgaande jaren, op te nemen in het CIPUcontract. Elia voorziet een R2+R3 volume gedimensioneerd op basis van de reservenoden van het standaard systeem (zie paragraaf 5.2.1.3.4). In het standaard systeem wordt het verlies aan vermogen bij de uitval van een centrale, (en het resulterende onevenwicht) beperkt tot de capaciteit van een standaard eenheid (500 MW). De R2+R3 nodig voor het standaard systeem worden gesocialiseerd. De R2+R3 voor het globale systeem wordt gedimensioneerd op basis van de totale reservenoden van het systeem, inclusief de uitval van centrales met een capaciteit groter dan die van een standaard eenheid (500 MW). Het verschil aan R2+R3 noden voor het “standaard” en het “globale” systeem wordt bepaald volgens de methode beschreven in paragraaf 6.4.5 van Ref. [1]. Figuur 11 (detailweergave van Figuur 7) geeft weer dat dit verschil voor 2014, voor een vooropgestelde Pdef van 0,1%, 327 MW bedraagt.

Figuur 11: bepaling verschil R2+R3 noden tussen standaard en globaal systeem.

Het reservevermogen ten laste van ARP’s, die verantwoordelijk zijn voor de injectie van eenheden met een capaciteit groter dan een standaard eenheid, wordt vastgelegd op 327 MW voor 2014. Dit volume dient 100% van de tijd beschikbaar te zijn voor een duur van 8 uur. Dit is de periode waarvoor Elia veronderstelt dat een ARP in de mogelijkheid is de uitval van een centrale op te vangen op andere eenheden binnen zijn park of via aankopen op de (intraday) markt. (15)

Toepassing van deze methodologie is beperkt tot een systeem waarin slechts 1 ARP verantwoordelijk is voor de injectie van een centrale met een capaciteit groter dan deze van een standaard eenheid (500 MW), zoals het geval is voor 2014. Deze methodologie houdt in dat de nood voor bijkomende reserves door de aanwezigheid van eenheden groter dan de standaardeenheid in de portefeuille van slechts één ARP niet gesocialiseerd worden door de TNB.

April 2013

Blz 28 van 37


Aangezien de R2+R3 behoefte van het globale systeem groter is dan de capaciteit van de grootste eenheid in het Elia net (1076 MW) is het deterministische N-1 criterium bij deze gerespecteerd16.

5.2.2.2

Bepaling volumes secundaire reserves

De dimensionering van de secundaire reserves voor 2014 gebeurt aan de hand van de methode beschreven in paragraaf 6.4.6 van Ref [1]. Bij het dimensioneren van de secundaire reserves dient men ook de beschikbaarheid van de R2 in rekening nemen. Hiervoor is het belangrijk te vermelden dat de day-ahead secundaire markt voor R2 de producenten zal toelaten om in D-1 R2 aan te kopen bij andere marktpartijen2 omwille van economische redenen, in geval van FO’s, of onderhoud om zo steeds het gecontracteerde vermogen ter beschikking te kunnen stellen. Een systeem van penaliteiten zal de ARP’s aanzetten om gebruik te maken van de day-ahead secundaire markt in geval van onderhoud of uitval van een R2 centrale. Toch blijft het mogelijk dat, in geval van uitval van een centrale in dag D, een bepaald volume R2 niet beschikbaar is. Het systeem van penaliteiten zal de ARP’s aansporen om, in geval van de uitval van een R2 centrale tijdens dag D, de R2 –voor zover mogelijk- zo snel mogelijk terug ter beschikking te maken op andere centrales binnen hun park. Bij het dimensioneren van de R2 houdt Elia rekening met het feit dat in bepaalde gevallen (uitval van een R2 centrale tijdens dag D) niet het volledige volume R2 beschikbaar zal zijn. Elia schat in dat er een kans is van ongeveer 0,15% om 80 MW aan R2 te verliezen en van 2% om 40 MW aan R2 te verliezen. Om de vooropgestelde waarde van de Pdef R2 (27,8%) te respecteren dient Elia 140 MW R2 te voorzien. Figuur 12 geeft zowel de cumulatieve verdeling van de volatiliteit van het verwachte systeemonevenwicht voor 2014 weer (cfr. paragraaf 5.2.1.4), alsook de veronderstelde beschikbaarheid van de secundaire reserves.

Figuur 12: dimensionering van de R2 voor 2014 5.2.2.3

Dimenserionering van de R2+R3 en bepaling van de R3 voor het standaard systeem

Het volume aan tertiaire reserve nodig om, in combinatie met de hierboven gedimensioneerde secundaire reserves, de vooropgestelde Pdef van 0,1% te respecteren voor het standaard systeem wordt bepaald aan de hand van de methode beschreven in paragraaf 6.4.7 van Ref [1]. 16

Elia merkt tevens op dat de totale tertiaire reserve in het globale systeem, zijnde 1101 MW (1241 MW R2+R3 – 140 MW R2), op zich volstaat om de uitval van de grootste centrale in het net (1076 MW) af te dekken, wat volgens ENTSO-E OH Beleid 1 (B-D 5.2, B-S 4 & B-S 4.3) niet strikt noodzakelijk is.

April 2013

Blz 29 van 37


De tertiaire reserves die Elia voorziet, hebben omwille van technische, economische en marktgerelateerde redenen een beschikbaarheid die soms lager is dan 100%. De tertiaire reserves die Elia in rekening neemt bij de dimensionering zijn: 

‘R3 productie’: tertiaire reserves gecontracteerd op productie-eenheden en dit met een continue beschikbaarheid. Elia zal voor 2014 een day-ahead secundaire markt opzetten voor het ‘R3 productie’product die aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe zal laten de ter beschikking te stellen tertiaire reserve, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of omwille van economische redenen.



‘R3 dynamisch profiel’: dit nieuwe R3 product werd ontworpen om de flexibiliteit van afnames beter te capteren, met inbegrip van de flexibiliteit van geaggregeerde afnames in distributienetten, maar wordt ook opengesteld naar eventuele andere aanbieders. Het wordt net zoals R3 productie gecontracteerd met een continue beschikbaarheid. De mogelijkheid tot contracteren van dit product is evenwel onder voorwaarde van: 

een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders, waarvoor de discussies nog lopende waren bij het indienen van dit dossier;



goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels;




Indien het contracteren van dit product voor 2014 onmogelijk blijkt omwille van bovenstaande voorwaarden, zal Elia de beschouwde volumes vervangen door ‘R3 productie’. 

‘ICH’: tertiare reserve gecontracteerd bij afschakelbare afnamen. Deze reserves worden gecontracteerd op basis van een gemiddelde beschikbaarheid.

Elia zal op basis van day-ahead nominaties (R3 productie) en meetgegevens (ICH en R3 dynamisch profiel) verifiëren of de gecontracteerde beschikbaarheid gerespecteerd wordt. Een systeem van penaliteiten is van toepassing wanneer dit niet het geval is. Daarnaast beschikt Elia ook over volgende reservecontracten met naburige TNB’s (nietgegarandeerd): 

Contract voor 250 MW ondersteuning met RTE (beschikbaarheid van 99,2% in 2012);



Contract voor 300 MW ondersteuning met TenneT NL (onvoldoende gegevens voor monitoring gezien het contract vanaf 15/12/2012 in werking is getreden).

Bij de dimensionering neemt Elia enkel één InterTNB contract in rekening, aangezien verondersteld kan worden dat er steeds transmissiecapaciteit in ofwel de richting NL naar BE ofwel richting FR naar BE beschikbaar zal zijn (congesties meestal in 1 richting). Vandaar wordt enkel het contract met RTE (250 MW) in rekening genomen, aangezien dit de minimale waarde is van beide contracten. De InterTNB reserves dienen echter enkel in uitzonderlijke gevallen geactiveerd te worden, wat wil zeggen dat de activering ervan beperkt dient te blijven in de tijd. De I/D-bids in het kader van het CIPU contract alsook eventueel bijkomend beschikbaar volume aan ICH (boven het gecontracteerde volume) worden niet in rekening genomen bij de dimensionering van de R2+R3 voor het standaard systeem gezien de voorspellingshorizon van 1 jaar en de daarmee gepaard gaande grote onzekerheid van de beschikbaarheid van deze bronnen. Elia stelt voor 2014 volgende portefeuille aan R3 producten voor (totale volume identiek aan 2013): 

In totaal 400 MW3 te betrekken onder de vorm van: o

maximaal 400 MW klassieke ‘R3 productie’, gecontracteerd met een continue beschikbaarheid;

April 2013

Blz 30 van 37


o

maximaal 50 MW ‘R3 dynamisch profiel’, gecontracteerd met een continue beschikbaarheid. Elia houdt het volume van dit product voor 2014 beperkt om het risico te beperken aangezien het gaat om een nieuw product. Indien het contracteren van dit product in 2014 onmogelijk blijkt omwille van eerder vermelde voorwaarden, zal Elia het beschouwde volume vervangen door R3 productie en aldus een totaal van 400 MW ‘R3 productie’ aankopen. Elia stelt dat het belangrijk is om gedurende een testperiode van 1 jaar na te gaan of de performantie van het product bevredigend is. Op basis van de opgedane ervaring in 2014 zal Elia dan evalueren of dit volume al dan niet verhoogd, dan wel verlaagd dient te worden.



261 MW te betrekken bij afschakelbare afnamen (ICH).

Bovenstaande verdeling van de R3 volumes is onder voorwaarde dat de marktpartijen voldoende volumes aanbieden aan de TNB. Bij de bepaling van de kans van ontoereikendheid voor de R2+R3 voor het standaard systeem dient de beschikbaarheid van de verschillende reserves in rekening genomen te worden. Voor de dimensionering van de R2+R3 portefeuille houdt 2014 Elia rekening met de volgende beschikbaarheden van de gecontracteerde reserves: 

140 MW R2 met een beschikbaarheid zoals beschreven in paragraaf 5.2.2.2



(minimaal) 350 MW R3 productie: hoewel Elia de ‘R3 productie’ contracteert met continue beschikbaarheid blijft het mogelijk dat Elia gedurende dag D minder productie’ ter beschikking heeft dan gecontracteerd door het verlies van een productie’-eenheid gedurende dag D. Elia stelt daarom volgende beschikbaarheid ‘R3 productie’ voorop:





275 MW @ 1% van de tijd17



350 MW @ 99% van de tijd

een ‘R3 ‘R3 van

(maximaal) 50 MW ‘R3 dynamisch profiel’ met een continue beschikbaarheid. Voor dit product is het de rol van de aggregator om een beschikbaarheid van 100% te garanderen. Het blijft echter mogelijk dat, omwille van onvoorziene omstandigheden, minder ‘R3 dynamisch profiel’ beschikbaar is dan gecontracteerd. Aangezien Elia nog geen ervaring heeft met dit product houdt het rekening met volgende arbitraire beschikbaarheid bij de dimensionering: 





De mogelijkheid tot contracteren van het ‘R3 dynamisch profiel’-product in 2014 is onder voorwaarde van een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders, goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels en de eigenlijke selectie van dit product volgens de selectieprocedure beschreven in de balancing regels3. Indien het contracteren van dit product onmogelijk blijkt omwille van voorgaande voorwaarden, zal Elia het beschouwde volume van maximaal 50 MW vervangen door ‘R3 productie’. 

261 MW ICH: de veronderstelde beschikbaarheid is de geobserveerde beschikbaarheid in 2012 (zoals aangegeven in Figuur 14). Aangezien Elia geen zekerheid heeft over bijkomende volumes bovenop het gecontracteerde volume worden deze niet in rekening genomen.



250 MW InterTNB: in 2012 werd in de dispatch van het Nationale Controle Centrum een zeer goede beschikbaarheid waargenomen van 99,2% voor de InterTNB met RTE.

Figuur 13 geeft de verdelingen weer van de beschikbaarheid van de verschillende producten, alsook de beschikbaarheid van het totale R2+R3 volume en de cumulatieve verdeling van deze beschikbaarheid. 17

Het verlies van 75 MW aan ‘R3 productie’ komt overeen met de uitval van 1 (grote) OCGT in dag D.

April 2013

Blz 31 van 37


Figuur 13: beschikbaarheid van R2+R3 producten voor het standaard systeem Wanneer men de Pdef berekent van de voorgestelde R2+R3 portefeuille voor het standaard systeem zonder de InterTNB met RTE in rekening te nemen komt men uit op een waarde van 0,3382%, wat hoger is dan de vooropgestelde Pdef R2+R3 van 0,1%. Wanneer men de Pdef berekent van de R2+R3 portefeuille met de InterTNB met RTE in rekening genomen, komt men uit op een Pdef van 0,0428% en wordt de vooropgestelde kans van ontoereikendheid dus gerespecteerd. Zoals hierboven reeds aangehaald dient het InterTNB contract enkel in zéér uitzonderlijke gevallen geactiveerd te worden. Om de Pdef van 0,1% te respecteren rekent Elia op een activering van de InterTNB gedurende ongeveer 21 uur per jaar, wat acceptabel is gezien het feit dat Elia in bepaalde gevallen ook kan beschikken over I/D-bids in het kader van het CIPU contract en een bijkomend volume aan ICH. Figuur 14 toont zowel de cumulatieve distributie voor negatieve systeemonevenwichten voor het standaard systeem, als de beschikbaarheden van reserves voor de voorgestelde R2+R3 portefeuille voor het standaard systeem met de InterTNB met RTE al dan niet inbegrepen. Visueel toont deze figuur aan dat de R2+R3 reserves voor het standaard systeem volstaan in het merendeel van de onevenwichten, wat ook weerspiegeld wordt in de Pdef R2+R3 voor het standaard systeem.

April 2013

Blz 32 van 37


Figuur 14: dimensionering van de R2+R3 voor het standaard systeem De dimensionering van de R2+R3 voor het standaard systeem toont aan dat er geen nood is om de R2+R3 reserves in 2014 te verhogen ten opzichte van 2013. De voorgestelde R3 portefeuille voldoet aan alle vooropgestelde criteria. Aangezien de veronderstelde beschikbaarheid voor ‘R3 productie’ en ‘R3 dynamisch profiel’ zeer gelijkaardig is, zal het resultaat identiek zijn voor het geval Elia 400 MW ‘R3 productie’ zou aankopen en geen ‘R3 dynamisch profiel’.

5.2.3 Sourcing Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve 2013 5.2.3.1

Secundaire Reserve

5.2.3.1.1 Gecontracteerd secondaire reservevermogen bij Belgische producenten voor 2014 Elia stelt voor 2014 een symmetrisch en continu secundair regelvolume voor van 140 MW, te contracteren op productie-eenheden binnen de Elia regelzone. Een day-ahead secundaire markt moet marktpartijen toelaten om de ter beschikking te stellen R2, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen² in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Dit zal de uiteindelijke beschikbaarheid van de R2 ten goede komen. Een mechanisme van penaliteiten, op basis van day-ahead nominaties, zal producenten ertoe aanzetten de day-ahead secundaire markt te gebruiken in geval van de uitval of onderhoud van een R2 centrale en zo steeds het vermogen ter beschikking te stellen van Elia. Hierdoor wordt het verlies aan secundaire reserves beperkt in de tijd. Daarnaast zet het penaliteitensysteem elke ARP ertoe aan om het verlies aan secundair reservevermogen tijdens dag D –voor zover mogelijk- zo snel mogelijk op te vangen op andere eenheden binnen zijn productiepark. Om het risico van de uitval van een centrale op de veiligheid van de zone te beperken, vereist Elia daarnaast dat de leveranciers zich engageren niet meer dan 50 MW R2 aan te bieden (bij de nominatie in D-1) op een enkele centrale indien zij niet de mogelijkheid hebben om, in geval van verlies van een centrale, de bewuste R2 beschikbaar te stellen op andere eenheden binnen een periode van maximaal 6 uur na de bewuste uitval.

Volume:



140 MW met continue beschikbaarheid

Te betrekken bij:



Producenten

April 2013

Blz 33 van 37


Controle terbeschikkingstelling van secundaire reserves:

Controle op activering van secundaire reserves:



Op basis van day-ahead nominaties



Systeem van penaliteiten voor elk kwartier waar het gecontracteerde vermogen niet ter beschikking gesteld werd



Op basis van meetgegevens



Systeem van penaliteiten in geval van niet conforme activering van de secundaire reserves18

Tabel 8: overzicht secundaire reserves 2014

5.2.3.2

Tertiaire Reserve

5.2.3.2.1 Portefeuille van tertiaire middelen voor 2014 voor het standaard systeem Voor 2014 bedraagt de te socialiseren tertiaire reserve nodig voor het veiligheid van het “standaard” systeem 661 MW (identiek aan 2013).

Om die volumes te bereiken stelt Elia voor 2014 een portefeuille van verschillende middelen met verschillende beschikbaarheden voor: 

Een totaal volume van 400 MW3 te betrekken als: o een volume van maximaal 400 MW ‘R3 productie’ met continue contractuele beschikbaarheid; Elia zal voor 2014 een day-ahead secundaire markt opzetten voor het ‘R3 productie’-product die aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe zal laten de ter beschikking te stellen tertiaire reserve, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of omwille van economische redenen. Niet tegenstaande blijft het mogelijk dat Elia gedurende dag D minder dan 100% ‘R3 productie’ beschikbaar heeft door het verlies van een R3 productiecentrale tijdens dag D. Elia zal de beschikbaarheid van ‘R3 productie’ controleren op basis van D-1 nominaties. Een systeem van penaliteiten voor elk kwartier waar het gecontracteerde R3 vermogen niet beschikbaar gesteld wordt is van toepassing. Deze penaliteit stimuleert het gebruik van de D-1 secundaire markt. De activering van ‘R3 productie’ wordt gecontroleerd aan de hand van meetgegevens. Een systeem van penaliteiten in geval van niet-conforme activering is van toepassing.

o

18

een volume van maximaal 50 MW ‘R3 dynamisch profiel’ met continue beschikbaarheid. Dit product kan slechts een bepekt aantal keer per jaar geactiveerd worden. De mogelijkheid tot contracteren van dit product is onder voorwaarde van:  een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders, waarvoor de besprekingen nog lopende waren bij het indienen van dit dossier;  de goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels;

Een uitzondering is voorzien voor de periode net na de uitval van een R2 centrale. De duurtijd van deze periode hangt af van het feit of de producent de mogelijkheid heeft om de secundaire reserves beschikbaar te maken op een andere eenheid binnen zijn park (uitzondering voor periode van 6 uur) of enkel om de secundaire reserves op de secundaire markt te kopen bij andere producenten (periode tot na toegang tot de secundaire markt). Om aanspraak te maken op deze uitzondering dient de ARP aan te tonen dat hij correct gehandeld heeft. Er is echter geen uitzondering voorzien voor de controle van de terbeschikkingstelling van de secundaire.

April 2013

Blz 34 van 37





Indien het contracteren van dit product onmogelijk blijkt in 2014 omwille van bovenstaande voorwaarden, zal Elia het beschouwde volume vervangen door ‘R3 productie’. Elia controleert de beschikbaarheid van deze reserves op basis van meetgegevens. Een systeem van penaliteiten is van toepassing in geval het gecontracteerde R3 vermogen niet ter beschikking gesteld wordt. Daarnaast controleert Elia ook de activering aan de hand van meetgegevens. Een systeem van penaliteiten in geval van niet-conforme activering is van toepassing. 

261 MW aan afschakelbare afnamen, waarbij een beschikbaarheid verondersteld wordt identiek aan de geobserveerde beschikbaarheid in 2012 (zoals aangegeven in Figuur 13). Deze beschikbaarheid is de beste inschatting ter beschikking van Elia voor de beschikbaarheid in 2014. Aangezien Elia, gezien de voorspellingshorizon van 1 jaar, geen zekerheid heeft over bijkomende volumes bovenop het gecontracteerde volume worden deze niet in rekening genomen. De afschakelbare afnamen kunnen slechts een beperkt aantal keren per jaar geactiveerd worden. Elia controleert de beschikbaarheid van deze reserves aan de hand van meetgegevens. Een systeem van penaliteiten is van toepassing indien het gemiddelde gecontracteerde volume niet ter beschikking gesteld wordt. Daarnaast controleert Elia de activering van deze reserves aan de hand van meetgegevens. Een systeem van penaliteiten is van toepassing in het geval van niet-conforme activering.



InterTNB ondersteuning ten belope van 250 MW.

5.2.3.2.2 Bijkomende reserves voor het globale systeem: Voor 2014 bedraag het volume aan reserves, te voorzien door ARP’s, die verantwoordelijk zijn voor de injectie van centrales met een capaciteit groter dan die van een standaard eenheid, 327 MW. Dit volume dient 100% van de tijd beschikbaar te zijn voor een periode van 8 uur. Het volledige vermogen dient beschikbaar te zijn binnen 15 minuten na de uitval van een centrale met een capaciteit groter dan die van de standaard eenheid.

5.2.3.2.3 Uitval van de grootste centrale in het systeem: Zoals hierboven aangetoond volstaan de reserves van het globale systeem om een uitval van de grootste centrale op te vangen. Bij het dimensioneren van de reserves houdt men rekening met 6 uitvallen van nucleaire centrales > 1000 MW per jaar (uitgaande van een gemiddelde waarde van 1,5 FO’s per nucleaire centrale per jaar). De afschakelbare afnamen kunnen slechts een beperkt aantal keer (4 maal) per jaar geactiveerd worden, terwijl het ‘R3 dynamisch profiel’ tot 40 maal geactiveerd kan worden op jaarbasis. Dit stelt echter geen probleem aangezien: 

De totale reserves in het systeem groter zijn dan de grootste eenheid, waardoor niet elke afschakelbare afname geactiveerd dient te worden bij de uitval van deze eenheid.



Men ervan uit kan gaan dat Elia in bepaalde gevallen, om de uitval van deze centrales op te vangen, toegang heeft tot voldoende incrementele bids zodat het aantal afgeschakelde afnamen beperkt kan worden. Dit blijkt ook uit het feit dat voorgaande jaren het maximum aantal activeringen van de afschakelbare afnamen niet werd bereikt.



In 2012 is gebleken dat de reactie van Elia (& betrokken ARP(s)) voldoende was bij elke uitval van een nucleaire centrale.

April 2013

Blz 35 van 37


5.2.4

Opvolging van beschikbare reserves om de N-1 situatie op te vangen

Elia heeft een applicatie ontwikkeld die toelaat om in real-time de beschikbaarheid van de reserves te evalueren. Op deze wijze kan ten allen tijde een beoordeling gemaakt worden over de aanwezige tertiaire reserves versus de vereiste volumes en kunnen eventueel preventieve acties ondernomen worden in geval onvoldoende reserves beschikbaar blijken te zijn.

April 2013

Blz 36 van 37


Lijst met referenties [1]

Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014

[2]

Zoals beschreven in beleid 1 van het ENTSOe operationele handboek: https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/operation-handbook/

[3]

Elia: “Reporting reserves 2012” Artikel 157 van de het technische reglement:

[4]

http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/loi_a.pl?language=nl&caller=list&cn=2002121 942&la=n&fromtab=wet&sql=dt='koninklijk%20besluit'&tri=dd+as+rank&rech=1&nu mero=1 Cfr. Tradewind project:

[5]

www.trade-wind.eu/ Cfr. “Balancing and Intraday Market Design: Options for Wind Integration”, F. Borggrefe, K. Neuhoff; CPI; 2010

April 2013

Blz 37 van 37

Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014

Recommend Documents