Gheury, Jacques From: Sent: To: Cc: Subject:
Steven Harlem (Febeg) <
[email protected]> 06 July 2015 11:38 consult.1423 Gheury, Jacques RE: Raadpleging bepaling van de reservevermogens 2016
Beste, Misschien een kleine aanvulling: het antwoord van FEBEG bevat geen vertrouwelijke elementen. Met vriendelijke groeten,
Steven Harlem T: + 32 2 500 85 89 M: + 32 479 49 98 30
From: Steven Harlem (Febeg) Sent: maandag 6 juli 2015 11:33 To: '
[email protected]' Cc: 'GHEURY Jacques (
[email protected])' Subject: Raadpleging bepaling van de reservevermogens 2016
Beste, In bijlage vinden jullie het opmerkingen en suggesties van FEBEG in het kader van de consultatie van de CREG over de wijzigingen aan de evaluatiemethode voor en aan de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2016. Met vriendelijke groeten,
Steven Harlem Regulatory Manager Wholesale Markets Electricity & Gas
Federation of Belgian Electricity and Gas Companies vzw/asbl Galerie Ravensteingalerij 3, b9 1000 Brussels www.febeg.be T: + 32 2 500 85 89 M: + 32 479 49 98 30 Email:
[email protected] Please consider the impact on the environment before printing this e-mail
1
STANDPUNT
Raadpleging over de ontwerpbeslissing ((B)150618-CDC-1423) over de vraag tot Onderwerp:
goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2016
Datum:
6 juli 2015
Contact:
Steven Harlem
Telefoon:
0032 2 500 85 89
Mail:
[email protected]
Inleiding De CREG organiseert een raadpleging over de ontwerpbeslissing ((B)150618-CDC-1423) over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2016. Deze consultatie loopt tot 6 juli 2015. FEBEG verwelkomt deze consultatie. Dit document bevat dan ook de bemerkingen en suggesties van FEBEG bij de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2016.
Fragmentatie
Inleiding FEBEG is bezorgd over de fragmentatie van de reeds kleine Belgische markt voor ondersteunende diensten: het grote aantal producten heeft een negatieve impact op de liquiditeit van de markt voor ondersteunende diensten. FEBEG pleit er dan ook voor om: -
het aantal standaardproducten te verminderen en zo de liquiditeit, de volumes en de concurrentie voor elk van de producten te verhogen; de markt te vergroten door de samenwerking met andere landen voor het aankopen van ondersteunende diensten.
Deze aanbevelingen zijn trouwens in lijn met het ontwerp van ENTSO-E voor de Network Code ‘Electricity Balancing’.
Primaire reserve (R1) Voor het kalenderjaar 2016 zal Elia de aankoopprocedure opstarten voor 4 verschillende R1producten, namelijk opwaartse R1 100 mHz, neerwaartse R1 100 mHz, symmetrische R1 100 mHz en symmetrische R1 200 mHz. Deze fragmentatie is suboptimaal: FEBEG pleit dan ook voor een vereenvoudiging en een standaardisatie van de producten voor R1 wat een meer kostenefficiënte aankoop - desgevallend ook in het buitenland - moet mogelijk maken.
Tertiaire reserve (R3) Voor het kalenderjaar 2016 zal Elia de aankoopprocedure opstarten voor 3 verschillende R3producten, namelijk R3 ‘Productie’, R3 ‘Dynamisch Profiel’ en ICH. Aangezien er geen concurrentie mogelijk is tussen de verschillende producten, leidt deze fragmentatie van de R3 opnieuw tot een suboptimale situatie.
Reference:
CEM 010-2015
1-4
STANDPUNT
‘R3 Dynamisch profiel’
Inleiding FEBEG pleit ervoor om de voorlopige bepalingen m.bt. het R3 ‘Dynamisch Profiel’ in het ARP-contract te verlengen voor een bepaalde duur in afwachting van de verdere ontwikkeling van het product design van het R3 ‘Dynamisch Profiel’. FEBEG is van oordeel dat het product nog enkele onvolkomenheden bevat.
Activatieregels Op dit moment ontbreekt een criterium, bijvoorbeeld een activatieprijs, dat Elia toelaat om – bij activatie - een economische keuze te maken tussen de verschillende loten R3 ‘Dynamisch Profiel’ die worden aangeboden. De mogelijkheid om een lot ‘gedeeltelijk’ te activeren is wel al een verbetering die het risico beperkt dat een activatie van R3 ‘Dynamisch profiel’ leidt tot een ‘overreactie’ – teveel geactiveerde neerwaartse regeling – waardoor Elia moet tegen-balanceren met andere middelen wat suboptimaal is.
Capaciteitsvergoeding Het R3 ‘Dynamisch Profiel’ wordt volledig vergoed met een capaciteitsvergoeding: er is met andere woorden geen component met een vergoeding op basis van de activatie. Het ontbreken van een activatieprijs leidt ertoe dat het activeren van het R3 ‘Dynamisch Profiel’ geen verhoging van de onbalansprijs met zich brengt – om deze reden is het product achteraan de ‘merit order’ geplaatst – wat aanvaardbaar zou kunnen zijn bij beperkte volumes. Bij grotere volumes aan R3 ‘Dynamisch Profiel’ neemt ook de verstoring van de onbalansprijs als gevolg van de activatie van R3 ‘Dynamisch Profiel’ toe. Informeren van de evenwichtsverantwoordelijken Bij het activeren van het R3 ‘Dynamisch Profiel’ wordt de evenwichtsverantwoordelijke in quasi realtime (binnen de 15 minuten) geïnformeerd over de geaggregeerde volumes aan R3 ‘Dynamisch Profiel’ die geactiveerd worden in zijn perimeter, en dit om te vermijden dat de evenwichtsverantwoordelijke in de tegengestelde richting regelt. Deze informatie is noodzakelijk, maar niet voldoende om de impact van het R3 ‘Dynamisch Profiel’ op de evenwichtsverantwoordelijke te neutraliseren. In dit verband wenst FEBEG te verwijzen naar zijn standpuntnota ‘Information needs of the balancing responsible party’ van 25 juni 2015 die in bijlage wordt gevoegd.
Toekomstige evolutie Om bovenstaande redenen, is FEBEG ervan overtuigd dat het product design van het R3 ‘Dynamisch Profiel’ verder moet evolueren in de richting van een product waarvan de vergoeding een component op basis van de activatie omvat. Een dergelijke evolutie biedt immers heel wat voordelen: -
er ontstaat een economisch criterium om de verschillende loten aan R3 ‘Dynamisch Profiel’ te activeren; de onbalansprijs wordt niet langer verstoord bij het activeren van R3 ‘Dynamisch Profiel’; de verschillende R3-producten kunnen geïntegreerd worden, waardoor een nog meer kostenefficiënte aankoop en activatie van het R3 mogelijk wordt.
Wanneer de aanbieder van R3 ‘Dynamisch Profiel’ - de FSP - flexibiliteit activeert bij een klant in de portfolio van een BRP leidt deze actie eigenlijk tot een overdracht van energie van deze BRP – via de FSP – naar Elia. In het huidige product design wordt de BRP voor deze energie vergoed via een positieve onbalansprijs, aangezien de activatie niet door Elia wordt geneutraliseerd in de perimeter van de BRP. Er zijn evenwel verschillende andere marktmodellen om de ‘overdracht van energie’ mogelijk te maken. De leidraad voor FEBEG bij het maken van een keuze tussen de verschillende modellen is het respect voor de bestaande contracten in de markt, meer bepaalde het contract tussen de netgebruiker en de leverancier (leverancierscontract). Voor FEBEG is het onaanvaardbaar dat gekozen wordt voor een
Reference:
CEM 010-2015
2-4
STANDPUNT
marktmodel dat doelbewust inbreekt in bestaande contracten: dit is strijdig met het principe van rechtszekerheid en ondermijnt een goede marktwerking. Om deze reden geeft FEBEG de voorkeur aan het implementeren van het ‘bilateraal model’: de FSP en de evenwichtsverantwoordelijke komen tot een commerciële bilaterale overeenkomst over het volume en de prijs van de overgedragen energie en de energie wordt overgedragen via de HUB van Elia. In dit geval maakt de evenwichtsverantwoordelijke immers zelf een commerciële afspraak over de energie die minder zal geleverd worden via het leverancierscontract. Het is bovendien het enige model waarvan het realistisch is dat het op korte termijn wordt ingevoerd: het maakt gebruik van bestaande platformen en vergt enkel het uitwerken van raamcontracten. Andere modellen vragen een verdere detaillering van marktprocessen en een jarenlang implementatietraject. Het ‘bilateraal model’ laat de betrokken partijen ook toe om oplossingen op maat van de klant uit te werken. Dit marktmodel is ook licht – relatief beperkte operationele kosten - en flexibel zodat het snel kan evolueren om nieuwe, innovatieve producten en diensten te integreren. FEBEG heeft niettemin akte genomen van de vrees van de onafhankelijke aggregatoren dat de evenwichtsverantwoordelijken niet zouden bereid zijn om faire commerciële afspraken te maken over de ‘overdracht van energie’. FEBEG is ervan overtuigd dat deze vrees onterecht is: -
Op de groothandelsmarkt worden dagelijks grote volumes energie verhandeld. Het is in het belang van elke marktpartij om een liquide markt te creëren: in de praktijk doen zich dan ook geen problemen voor met partijen die systematisch transacties zouden blokkeren. De vrees van de onafhankelijke aggregatoren getuigt dan ook van weinig vertrouwen in het functioneren van de markt.
-
De reputatieschade die marktpartijen zouden oplopen door systematisch transacties te blokkeren, is wellicht onherstelbaar.
-
De regulatoren houden toezicht op het functioneren van de markt; de Economische Inspectie en de Mededingingsautoriteiten waken over eventueel machtsmisbruik door marktpartijen.
-
Het staat netgebruikers die het niet eens zouden zijn met de voorwaarden van hun leverancier en achterliggende evenwichtsverantwoordelijke voor de overdracht van energie, trouwens vrij om van leverancier te veranderen.
Dit belet niet dat FEBEG bereid is om enkele maatregelen – die bijkomend comfort geven aan de onafhankelijke aggregatoren – voor te stellen: -
Er zou een standaard-raamcontract voor de overdracht van energie tussen de evenwichtsverantwoordelijke en de aggregator kunnen ontwikkeld worden. Dit contract moet dan de standaard-rechten en -plichten van beide partijen omschrijven zonder dat deze dan door de evenwichtsverantwoordelijke kunnen geweigerd worden. Beide partijen moeten het dan nog slechts eens worden over de elementen die niet standaard opgenomen worden, zoals prijs, referentieprofiel, volumes, metingen, …
-
Dit standaard-raamcontract zou dan ook een standaard-clausule kunnen bevatten met een duidelijke omschrijving van de modaliteiten voor bemiddeling en arbitrage in het geval de partijen het niet eens worden over de elementen die niet standaard opgenomen zijn in het raamcontract.
-
Een dergelijk standaard-raamcontract zou bovendien het toezicht door de regulatoren aanzienlijke vereenvoudigen.
Een verplichte overdracht van energie aan een gereguleerde prijs is voor FEBEG in ieder geval onaanvaardbaar, en wel om de volgende redenen: -
Het aanbieden van flexibiliteitsdiensten is een commerciële activiteit in een vrijgemaakte markt.
Reference:
CEM 010-2015
3-4
STANDPUNT
-
Een verplichte overdracht van energie aan een gereguleerde prijs is eigenlijk een vorm van onteigening en dus een inbreuk op het eigendomsrecht en de contractsvrijheid.
-
Het onderliggende leverancierscontract wordt niet gerespecteerd. rechtsonzekerheid, wat op zijn beurt de marktwerking belemmert.
-
Een gereguleerde prijs zou kunnen leiden tot gaming door bepaalde marktpartijen, zoals vastgesteld in Frankrijk.
-
Een gereguleerde prijs fnuikt de ontwikkeling van de flexibiliteitsmarkt: het belemmert het zoeken naar innovatieve, flexibele producten en diensten op maat van de netgebruiker.
-
Een vrije marktprijs voor de overdracht van energie zorgt ervoor dat de prijs de waarde van de flexibiliteit voor de betrokken evenwichtsverantwoordelijke correct weerspiegelt: flexibiliteit wordt op deze manier correct gewaardeerd.
-
Een correcte, individuele waardering van de flexibiliteit leidt tot een specifieke activatieprijs voor een welbepaalde activatie wat toelaat om de flexibiliteitsmarkt verder te optimaliseren, bijvoorbeeld via de biedladder (merit order) zodat de goedkoopste flexibiliteitsdienst het eerst wordt geactiveerd.
Dit
leidt
tot
Indien het bilaterale model in de praktijk niet zou blijken te functioneren, stelt FEBEG voor te evolueren naar een systeem van settlement via de netgebruiker (local settlement model): de FSP zal in dat geval de energie aankopen via de netgebruiker. Dit is een neutrale oplossing die het onderliggende leverancierscontract – dat desgevallend aangepast zal moeten worden – volledig respecteert. Dit model is voor FEBEG aanvaardbaar, maar is organisatorisch en operationeel complex. Het vergt – net als de andere marktmodellen – een verdere uitdieping van de marktprocessen. Het is wellicht niet op korte termijn te realiseren en brengt ongetwijfeld aanzienlijke operationele kosten met zich.
---------------------------------
Reference:
CEM 010-2015
4-4
INFORMATION NEEDS OF THE BALANCING RESPONSIBLE PARTY Brussels, 25th of June, 2015 The Balancing Responsible Party (BRP) has a fundamental and central role in the electricity market: he has the obligation to balance his own position and by doing so he contributes to the balance of the electricity system. New evolutions (growing share of renewables, demand flexibility, interventions of third parties, …) increase the complexity and the risks related to the responsibilities of the BRP’s. Therefore, FEBEG considers it essential that the BRP’s are correctly informed: as the BRP has the obligation to balance, he also has the right to be properly informed to be able to fulfil this obligation.
1.
CENTRAL ROLE BRP’S
The Balancing Responsible Party (BRP) has the obligation to balance his own position. To that end the BRP will forecast the consumption of the consumers in his portfolio and source the required amount of energy to match that consumption. This volume of energy could be produced by generation units in the portfolio of the BRP, but could also be imported or bought on the market. By balancing his own position the BRP contributes to the balance of the electricity system. A BRP has thus – and this is acknowledged by all stakeholders – a fundamental and central role in the electricity market. As system adequacy is deteriorating, the role of the BRP’s is becoming even more important.
2.
NEW CHALLENGES FOR BRP’S
Increasing share of renewables The growing share of renewable energy resources (RES) is challenging the BRP’s: the intermittent and unpredictable character of these RES, as well as the fact that a large part of their electricity generation is not accurately measured in real-time (e.g. almost 3 GW of PV equipped with backward turning yearly measured meter), increases the complexity and the risks related to the tasks of a BRP. The BRP’s will not only have to forecast consumption, but they will also have to forecast, monitor and balance an important – and growing – share of the generation park.
Demand flexibility In order to make the maximum use of RES, market mechanisms and products are being developed to incentive consumers to consume at times of high RES generation and to reduce consumption when RES generates no or little energy. This implies that more often consumption is steered to match generation. This again adds a layer of complexity and additional risks to the role of the BRP.
Interventions of third parties BRP’s are also more and more faced with interventions of third parties in their perimeters. In order to integrate RES into the system and into the market, to incentivize demand flexibility and to cope with adequacy issues, new tools and mechanisms are being developed that will – if not properly designed – further impact the BRP. To the extent that the BRP is not ‘neutralized’ for and properly informed about these interventions in his perimeter, these mechanisms are undermining the role of the BRP. CONGESTION
NOW
TSO or DSO curtailing
BALANCING
Flexibility Service Providers
ADEQUACY
FSP’s activating flexibility in the
generation in the
(FSP’s) activating flexibility
perimeter of the BRP to sell it to
perimeter of the BRP
in the perimeter of the BRP
the TSO (Strategic Demand
(e.g. flexible access
to sell it to the TSO (e.g. R3
contract)
Dynamic Profile)
Reserve)
Preventive adequacy measures of the government impact the perimeter of the BRP (shutting down public transport, reducing consumption in government buildings, …)
FUTURE
FSP’s activating
FSP’s activating flexibility in
FSP’s activating flexibility in the
flexibility in the
the perimeter of the BRP to
perimeter of the BRP to sell it in
perimeter of the BRP to
sell it to other BRP’s
the capacity market
sell it to the TSO or the DSO
3.
INFORMATION NEEDS OF BRP’S
Balancing
A BRP needs to be balanced on a quarter-hourly basis. To that end he will closely monitor generation and off-take in his perimeter and act accordingly. As regards off-take: as soon as a BRP notices that offtake is dropping, he will act accordingly and adjust his position – less injection – to be balanced again. Doing so, the BRP will in fact – if the lower off-take is the result of an activation of demand side flexibility – neutralize the activation, i.e. counter-balancing, and undo the effect of the activation on the system. For this reason, the BRP needs to be informed within the quarter of an hour – as balancing is on a quarterhourly basis - of the exact activated volume in his perimeter: he will then take this volume into account when assessing his balancing position and not correct for it.
2
Forecasting
To be able to fulfil his balancing obligation, the BRP will need to source energy to match the demand in his perimeter. As a BRP will try to optimize his sourcing - forward, day-ahead and intraday market – he will forecast generation and demand in his perimeter for all timeframes, i.e. for the short, the mid-term and the long term. This forecast will be based on historical generation and consumption profiles: regular activations of flexibility will impact these generation and consumption profiles and as a consequence the forecast of the BRP. As a BRP needs to be balanced on a quarter-hourly basis, he will intraday update his forecasting on a quarter-hourly basis. Therefore the BRP needs to be able to correctly interpret the behavior of his generation units and his clients: in that respect it is important to know whether a reduction of generation or consumption is the result of an activation of flexibility or not: if the reduction is caused by an activation the BRP will anticipate a possible ramp-up and rebound as soon as the activation ends, e.g. cogeneration (no rebound) versus cooling (rebound). On top of that, a correct assessment of the reduction of generation or consumption is important to avoid that – by nature of some forecasting tools and techniques (regression) – it is interpreted as a recurrent phenomenon, as a result of which, for example, the BRP will forecast the clients future consumption too low, not source enough energy and will run into a future imbalance.
Monitoring
The BRP also wants to dispose of certain information to be able to monitor processes, both for balancing purposes as for settlement reasons. As it is a fundamental right of any market party to have access to underlying data to be able to check invoices, FEBEG is convinced this information need will exist independent of the choices that will be made in terms of a future design of the flexibility market. This information need already exists in the current market set-up, e.g. a BRP who has a commercial contract with a FSP to manage flexibility in its portfolio. The concerned BRP needs information because he wants to monitor – in real-time – the activities of his FSP for balancing purposes, but he also needs insight in data to be able check invoicing in the settlement of this commercial contract.
4.
IMPROVEMENTS INFORMATION TOWARDS BRP
Balanced and coherent approach All metering, tools and data needed to determine the balancing positions of BRP’s, are in fact managed by the TSO and the DSO’s. Both are doing considerable efforts to improve information flows towards the BRP’s: new tools for forecasting and monitoring of intermittent generation, enhanced and more detailed balancing publications, publication of information about infeed to substations, … FEBEG welcomes these initiatives as they allow BRP’s to better monitor local demand and decentralized generation and to make the corresponding adjustments in their balancing positions. A consequence of this improved balancing of BRP’s is that the TSO will have to resolve less residual imbalances which will reduce the overall costs of the system. FEBEG calls to continue these efforts in order to further improve the information flows towards the BRP’s. At the same time FEBEG cannot accept that these efforts would be undone by new initiatives, i.e. unilateral interventions in the perimeter of the BRP without properly informing the BRP. FEBEG is aware that the information needs of the BRP’s have consequences for the system operators and other market parties and that a balance need to be found between these information needs, on the one hand, and, on the other hand, the technical and operational
3
impact and complexity, the investment costs of setting up the necessary IT-tools to accommodate the data flows and concerns of conflicts of interest and confidentiality on behalf of market operators.
Near real-time information about balancing position One of the major challenges of the BRP’s is to assess their balancing position in real-time, as the actual imbalances are only communicated to the BRP in the following month for settlement purposes. Ideally, FEBEG would envisage the real-time publication of the balancing position of the BRP’s and the real-time settlement of the imbalances. This would no doubt be a challenging project with high investment costs that would take a long time.
ADVANTAGES FOR BRP’S AND TSO
Better forecasting by the BRP’s
Empowering BRP’s
that
can no
longer assume that other BRP’s are causing the imbalance
Better
detection
of
structural
imbalances
Reduced uncertainty and risks for
For this reason, FEBEG proposes to publish in near realthe BRP’s time the calculation of the balancing position of the BRP’s will be able to better assess BRP for information purposes, while the validated to what extent they dispose of the imbalance volumes at the end of the month will be resources to help the system further used for the settlement. The balancing position Improved quality of balancing by should be published by BRP and only be accessible for BRP’s will reduce the residual the concerned BRP via a dedicated web application. imbalances for the TSO and thereto Considering the challenges the BRP’s are facing for the related costs moment, FEBEG is convinced that this publication should be launched as soon as possible based on the available information the TSO and DSO’s dispose of for the moment and that – in a second phase – the quality of this publication could be gradually improved. Unfortunately, BRP’s cannot calculate their balancing position themselves – even with improved balancing publications – as they don’t dispose of the relative market shares by BRP to split the global infeed over the respective BRP’s. The real-time calculation and publication of the balancing position of the BRP will bring a lot of advantages for the BRP’s as well as for the TSO.
Information about interventions of third parties Several new tools and mechanisms (e.g. curtailment of generation according to flexible access contract by TSO or DSO, activation of R3 DP by TSO, activation of preventive adequacy measures by the Ministry, …) will impact the perimeter of the BRP. In order to be able to cope with these interventions of third parties, the BRP wants to be informed as accurately as possible. In this respect, FEBEG is of the opinion that at least the following information flows have to be set-up as regards the interventions of third parties in the perimeters of the BRP’s: Real-time Objective Information need
Ex post
Balancing, monitoring and forecasting
Monitoring and forecasting
Near real-time metering of
Validated metering data
injection/consumption and activated flexibility volumes
Injection: by EAN
Granularity
Consumption: by EAN or aggregated by
Timing
Within 15 minutes
By EAN
‘type of customer’ on a lower voltage level As validated metering data are available
Considering the abovementioned diverging interests, FEBEG concludes that – as regards demand side flexibility - BRP’s should at least be properly informed about demand side flexibility with a ‘substantial impact’ on their processes. For this reason, FEBEG is of the opinion that the required information should be provided by EAN, but that a certain degree of aggregation for the real-time information needs on a lower voltage level could be accepted: FEBEG proposes to aggregate the data on the lower voltage levels ‘by type of customer’, as this is how information is usually dealt with in the forecasting tools of the BRP’s.
4
