Verslag over de vooruitgang van de ontwikkeling van de interconnectiecapaciteit en het vraagbeheer 13 februari 2015
SITUERING Elia System Operator (“Elia”) werd op 18 juli 2013 geïnformeerd over de beslissingen die werden genomen door de vorige federale regering tijdens het kernkabinet van 5 juli 2013 met het oog op het waarborgen van de bevoorradingszekerheid van elektriciteit in België. Deze beslissingen bevatte het verzoek aan Elia om semestrieel een verslag over te maken aan de federale regering over de vooruitgang van de verdere ontwikkeling van de interconnectiecapaciteit en het vraagbeheer. Een eerste semestrieel verslag werd opgeleverd op 20 december 2013, een tweede op 7 juli 2014. Met dit derde rapport wenst Elia terdege een nieuwe stand van zaken te geven. Al deze rapporten 1 worden bovendien publiek ter beschikking gesteld op de website . Elia zal deze rapportering op vraag van de vorige regering verderzetten, hoewel een jaarlijkse frequentie van de rapportering zal aangehouden worden. Elia deelt ten volle de bezorgdheden rond de bevoorradingszekerheid, en benadrukt in deze dat de ontwikkeling van interconnectiecapaciteit en vraagbeheer cruciaal zijn, en in zekere mate een bijdrage kunnen leveren aan de bevoorradingszekerheid. Het is echter belangrijk om te onderlijnen dat deze ontwikkelingen bijdragen aan een veel ruimer kader, met name de goede werking van de elektriciteitsmarkt in het algemeen, door middel van prijsconvergenties over de landsgrenzen, optimaler gebruik van beschikbare middelen, etc. Gezien onder andere de aangekondigde sluitingsprogramma’s van productiecentrales in de buurlanden, waardoor de beschikbaarheid van energie voor import naar België op piekmomenten in vraag gesteld dient te worden, blijft het voor het bevoorradingszekerheidsvraagstuk echter van primordiaal belang om over een voldoende groot betrouwbaar nationaal productiepark te beschikken. Dit dient geïntegreerd te worden in een Europees kader, waarin de maatregelen van de verschillende lidstaten op elkaar afgestemd worden en zo weinig mogelijk negatieve invloed hebben op de werking van de Europese markt. Elia onderlijnt hierbij dat een cruciale rol is weggelegd voor de marktactoren in deze kwestie, die ervoor moeten zorgen dat aan de hand van het transmissienetwerk dat Elia hen ter beschikking stelt, de nodige marktacties worden ondernomen om deze energie te importeren naar België. Ook voor het vraagbeheer, onderlijnt Elia de nood aan de juiste marktsignalen opdat de flexibiliteit zoveel mogelijk door de markspelers gecreëerd, aangeboden en gevaloriseerd zou worden. In ieder geval is Elia op beide fronten reeds heel actief, worden barrières doorbroken en nieuwe samenwerkingen aangegaan. Aan de hand van dit verslag, dat opgedeeld is in twee grote hoofdstukken wordt een overzicht gegeven van recente evoluties, met een actuele stand van zaken en waar mogelijk een inschatting voor het toekomstige verloop. Hoofdstuk 1 behandelt de ontwikkelingen van de interconnectiecapaciteit aan de hand van een algemene informatietabel en vervolgens een overzicht per project. In hoofdstuk 2 worden de evoluties inzake het vraagbeheer besproken, zowel voor wat betreft de deelname van de vraag in de markt van de ondersteunende diensten, de energiemarkt in het algemeen als in het kader van de strategische reserves.
1
http://www.elia.be/en/about-elia/publications/Reports
INHOUDSTAFEL 1
Ontwikkelingen van de interconnectiecapaciteit .......................................................................................... 4 1.1
Dynamic Line Rating op de internationale verbindingen ...................................................................... 4
1.2
Overzichtstabel projecten ..................................................................................................................... 4
1.3
Noordgrens ........................................................................................................................................... 6
1.3.1
BRABO fase 1: upgrade Doel-Zandvliet met installatie bijkomende PST ..................................... 6
1.3.2
BRABO fase 2 & fase 3: nieuwe 380kV verbinding Zandvliet–Lillo–Mercator .............................. 7
1.4
STEVIN ................................................................................................................................................... 8
1.5
NEMO .................................................................................................................................................... 8
1.6
ALEGrO .................................................................................................................................................. 9
1.7
Zuidgrens: Avelin - Horta....................................................................................................................... 9
1.8
Interconnectie met Luxemburg ........................................................................................................... 10
1.8.1
Fase 1: installatie PST door CREOS ............................................................................................. 10
1.8.2
Fase 2: verdere studies ............................................................................................................... 10
1.9 1.9.1
Verhoging naar 4500 MW na realisatie BRABO fase 1 ............................................................... 11
1.9.2
Robuustheid van 4500 MW import over de AC grenzen ............................................................ 12
1.9.3
Verhoging tot 6500 MW na realisatie van NEMO en ALEGrO .................................................... 12
1.10 2
Simultane importcapaciteit ................................................................................................................. 11
Conclusie ............................................................................................................................................. 12
Vraagbeheer ................................................................................................................................................ 14 2.1
Inleiding ............................................................................................................................................... 14
2.2
Deelname van de vraagzijde aan de energiemarkt ............................................................................. 14
2.3
Deelname van de vraagzijde aan de ondersteunende diensten ......................................................... 15
2.3.1
Algemeen overzicht .................................................................................................................... 15
2.3.2
Primaire reserve geleverd via industriële belasting (R1 load) .................................................... 16
2.3.3
Tertiaire reserve geleverd door onderbreekbare afnames (ICH) ............................................... 17
2.3.4
Tertiaire reserve op basis van diensten voor profielaanpassing (R3DP) .................................... 18
2.3.5 Niet-gereserveerd tertiair regelvermogen – Vrije biedingen vanuit geaggregeerde productieeenheden 19 2.4 Deelname van de vraagzijde aan de strategische reserve voor de winter 2014-2015 en voorziene evoluties voor de winter 2015-2016 ................................................................................................................ 20 2.4.1
Inleiding ...................................................................................................................................... 20
2.4.2
Strategische reserve op basis van de vraagzijde voor de winterperiode 2014-2015 ................. 20
2.4.3
Uitzonderlijke aanvullende volumes tertiaire reserve (ICH en R3DP) ........................................ 22
2.4.4
Strategische reserve op basis van de vraagzijde voor de winterperiode 2015-2016 ................. 22
2.5
Conclusies............................................................................................................................................ 23
1
ONTWIKKELINGEN VAN DE INTERCONNECTIECAPACITEIT
1.1
Dynamic Line Rating op de internationale verbindingen
Elia werkt sinds verschillende jaren samen met het bedrijf Ampacimon voor de ontwikkelingen en toepassing van een technologie die toelaat om het energietransport door hoogspanningslijnen in realtime op te volgen en desgevallend te optimaliseren in functie van de geobserveerde weersomstandigheden (temperatuur, windsnelheid en windrichting). In geval van gunstige weersomstandigheden kan deze technologie resulteren in een verhoging van het toelaatbaar vermogen van 10 à 15%. Elia gebruikt deze technologie reeds op een aantal specifieke regionale verbindingen en is de eerste transmissienetbeheerder die deze technologie sinds kort ook toepast op de internationale verbindingen. De beslissing om deze toepassing op de internationale verbindingen versneld en uitgebreid in dienst te nemen werd genomen in het voorjaar van 2014, bij de aankondiging van de mogelijke onbeschikbaarheid van Doel 3 en Tihange 2. Zodoende werden 36 additionele meettoestellen (“Ampacimon modules”) besteld en in de aanloop naar de winter van 2014-2015 geïnstalleerd op de verbindingen naar Nederland en Frankrijk. Gezien het real-time karakter van deze toepassing, onderlijnt Elia dat een eventuele verhoging van de capaciteit voornamelijk ter beschikking kan worden gesteld van de Intra-Day markt, of gebruikt kan worden voor eventuele aankopen van noodstroom in ”real time”, maar deze dus niet zal leiden tot een ex-ante voorspelbare constante verhoging van de importcapaciteit.
1.2
Overzichtstabel projecten
Onderstaande tabel levert een overzicht van de actuele stand van zaken van de projecten die momenteel door Elia worden ontwikkeld ter verhoging van de interconnectiecapaciteit. De projectfasen dienen hierbij als volgt te worden geïnterpreteerd: -
Studie: in samenwerking met de betrokken transmissienetbeheerders van de buurlanden worden de mogelijke oplossingen in kaart gebracht. Zodoende de meest gepaste oplossing vanuit technisch-economisch perspectief te weerhouden voor verdere ontwikkeling;
-
Ontwikkeling: de weerhouden oplossing wordt in detail uitgewerkt met het oog diens praktische realisatie en op het nemen van een finale investeringsbeslissing. Hierbij worden de nodige vergunnings- en Europese aanbestedingsprocedures doorlopen, en wordt – waar van toepassing – het regulatoir kader uitgewerkt;
-
Realisatie: deze fase gaat in met het nemen van de finale investeringsbeslissing en betreft aldus de voorbereiding en uitvoering van de werken op het terrein. Zodoende na realisatie gestart kan worden met de operationele uitbating van de nieuwe infrastructuur.
De projectportfolio is het resultaat van samenwerking met de betrokken transmissienetbeheerders van de buurlanden. Via bilaterale en ENTSO-E gecoördineerde studies worden immers de noden en mogelijke oplossingen in kaart gebracht én geanalyseerd vanuit technisch-economische invalshoek. De technisch-economische analyse gebeurt op basis van de in ENTSO-E vastgelegde “Cost-Benefit Analysis (CBA)” methode, en evalueert de marktuitwisselingsopportuniteiten (optimalisatie energiemix, integratie hernieuwbare bronnen op CWE schaal, etc.) die door deze projecten geboden worden. Uiteraard maakt een verdere monitoring van de onderliggende hypothesen ter verantwoording van elk project deel uit van diens studie- en ontwikkelingsfase, teneinde de evaluatie tot finale
investeringsbeslissing op transparante wijze te faciliteren. Deze monitoring kan bovendien potentieel aanleiding geven tot bijsturing en optimalisatie van de projectportfolio. Tabel 1.1: Overzichtstabel interconnectieprojecten Elia
Interconnectie
Noordgrens
Beoogde capaciteitstoename 2
~1000 MW
Zuidgrens
~ 1000 MW
België – Verenigd Koninkrijk
~ 1000 MW
STEVIN
Nodig voor o.a. NEMO
België – Duitsland
~ 1000 MW
België – Luxemburg
~ 300-400 MW4 ~ 700 MW
Simultane Importcapaciteit
2
Omschrijving BRABO I: upgrade DoelZandvliet met installatie bijkomende PST te Zandvliet BRABO II: nieuwe 380kV verbinding, gedeelte Zandvliet-Lillo-Liefkenshoek BRABO III: nieuwe 380kV verbinding, gedeelte Liefkenshoek-Mercator Avelin (FR) - Avelgem (BE) – Horta (BE): upgrade naar hoogperformantie (HTLS) geleiders NEMO: 1 GW HVDC link Gezelle(BE) - Richborough (UK) Nieuwe 380kV verbinding Zomergem - Zeebrugge ALEGrO: 1 GW HVDC link Lixhe (BE)-Oberzier (DE) Fase I: 220kV PST te Schifflange (LUX) door CREOS Fase II: bijkomend 2 kabels 220kV (+ eventueel PST’s) Aubange(BE)–Bascharage (LU) Installatie regelmiddelen ter ondersteuning spanning: 2 condensatorbatterijen 150kV te Henegouwen Complementaire noden aan spanningsregelmiddelen na realisatie NEMO en ALEGrO
Planning
Status
2016
Realisatie
2019
Ontwikkeling
2023 (2020)3
Ontwikkeling
2021
Ontwikkeling
2019
Ontwikkeling
2018
Realisatie
2019
Ontwikkeling
2015
Realisatie
~2020
Studie
2016
Ontwikkeling
2019
Studie
De capaciteitstoenames worden in grootteorde gegeven. Een verdere precisering en opdeling in de verschillende tijdshorizonten (jaar, maand, dag, intraday) zal gebeuren in functie van toekomstige operationele procedures. 3 Indien alle 4 de nucleaire reactoren in dienst te Doel, dan dient het volledige BRABO project (de 3 fasen) te worden gerealiseerd om de 1000 MW verhoging van de importcapaciteit op de noordgrens te kunnen realiseren. Dit impliceert dat BRABO III sneller moet worden uitgevoerd, wat ten vroegste mogelijk is richting 2020. 4 De waarde van 300-400 MW vertegenwoordigt het maximaal potentieel dat op termijn kan bereikt worden, rekening houdend met de nodige interne versterkingen die tegen 2017 door CREOS zullen worden uitgevoerd in het Luxemburgse net. Deze capaciteitsverhoging zal afhangen van de marktcondities en van waar de elektriciteitsproductie optreedt. De capaciteitsverhoging gaat in het bijzonder mogelijk zijn in situaties wanneer voorheen de 220 kV lijnen Aubange-Moulaine beperkend waren. Bovendien dient rekening te worden gehouden met het feit dat een potentiële injectie van de Twinerg productie-eenheid ten vroegste in 2018 zou verhuizen van de regelzone van Elia naar die van Creos.
1.3
Noordgrens
De versterking van de noordgrens heeft verschillende drijfveren die op elkaar inspelen, met name de evolutie van de internationale energiestromen, de toekomstige mogelijke aansluiting van nieuwe centrale productie-eenheden op de Antwerpse Noord-Zuid-as en het verzekeren van het stijgend industrieel verbruik rond de haven van Antwerpen. Bovendien is het de intentie om middels een versterking van de noordgrens de importcapaciteit met ongeveer 1000 MW te verhogen. Dit resulteert in een referentie-scenario waarbij de noordgrens wordt versterkt in verschillende fasen onder de noemer van het project “BRABO”: -
-
BRABO fase 1 betreft de upgrade van de verbinding Doel-Zandvliet met installatie van een bijkomende PST te Zandvliet. Voor scenario’s met maximaal 2 GW productie op de site van Doel laat de realisatie van BRABO fase 1 toe om in de meeste netexploitatieomstandigheden, afhankelijk van de productiesituatie in België en de richting van de internationale energiefluxen, een capaciteitsverhoging van ongeveer 1000 MW op de noordgrens aan te bieden in de richting van Nederland naar België; BRABO fasen 2 en 3 betreft de realisatie van een nieuwe 380kV verbinding Zandvliet–Lillo– Mercator: Deze dient de beoogde verhoging van de importcapaciteit op de noordgrens na de realisatie van BRABO fase 1 op een meer robuuste manier (grotere scenarioonafhankelijkheid) te bestendigen. Naast het verhogen van de importcapaciteit heeft het BRABO project ook als doel het verhogen van de bevoorradingszekerheid in de Antwerpse haven (vooral fase 2) en het creëren van onthaalcapaciteit voor centrale productie (vooral fase 3).
In deze context dient de impact van een mogelijke verlenging van de levensduur van de nucleaire eenheden Doel 1 en Doel 2 (cf. het recente regeerakkoord), te worden vermeld. Een verlenging zou potentieel kunnen leiden tot een scenario waarin de capaciteit van alle nucleaire eenheden te Doel (Doel 1, Doel 2, Doel 3 en Doel 4) in rekening dient te worden gebracht. Dergelijk scenario noodzaakt het realiseren van de tweede én de derde fase van het BRABO project, bijkomend aan de eerste fase, alvorens een verhoging van de importcapaciteit van het Belgische net van 1000 MW mogelijk is. 1.3.1
BRABO fase 1: upgrade Doel-Zandvliet met installatie bijkomende PST
In de eerste fase zal enerzijds een bijkomende dwarsregeltransformator geplaatst worden te Zandvliet, die het totaal aantal dwarsregeltransformatoren op de verbindingen met Nederland op 4 brengt (2 in station Van Eyck, 2 in station Zandvliet). De integratie van deze bijkomende dwarsregeltransformator zal gebeuren door het plaatsen van een tijdelijke langskoppeling in het station Zandvliet. Dit in afwachting van de realisatie van het 380kV station te Rilland (Nederland) door TenneT. In juni 2014 is hiertoe een protocolakkoord ondertekend door Elia en de Nederlandse transmissienetbeheerder TenneT. Anderzijds zal een tweede 380kV draadstel tussen de stations van Doel en Zandvliet gerealiseerd worden. Dit gebeurt door het upgraden van de huidige 150kV verbinding, inclusief de nodige aanpassingen in de stations van Zandvliet en Doel, en het installeren van een 380/150kV transformator voor het verzekeren van de voeding van Doel op 150kV. In 2014 werd de dwarsregeltransformator besteld en werden de nodige en milieuvergunningen en stedenbouwkundige vergunningen bekomen. Begin 2015 wordt de finalisatie van het dossier betreffende de voeding van Doel verwacht, en start de realisatiefase van het project waarbij Elia verwacht deze in 2016 af te ronden.
1.3.2
BRABO fase 2 & fase 3: nieuwe 380kV verbinding Zandvliet–Lillo–Mercator
BRABO fase 2 en fase 3 omvat de creatie van een additionele 380kV verbinding met 2 draadstellen tussen de stations van Zandvliet en Mercator (Kruibeke) op de Antwerpse noord-zuid-as. Het 380kVnet in de regio van Antwerpen zal hiertoe een grondige aanpassing ondergaan, met als voornaamste wijziging het realiseren van een additionele 380kV verbinding tussen de onderstations van Zandvliet en Mercator en met de bijkomende oprichting van een 380kV onderstation te Lillo: -
-
BRABO fase 2 betreft het gedeelte “Zandvliet – Lillo – Liefkenshoek” en omvat het aanleggen van een nieuwe 380kV verbinding vertrekkende van het bestaande 380kV station te Zandvliet, inclusief een nieuw op te richten 380kV station te Lillo op de rechteroever van de Schelde. Deze nieuwe verbinding steekt de Schelde over ter hoogte van Liefkenshoek en zal tijdelijk worden aangesloten op de nabijgelegen bestaande 380kV verbinding tussen Doel en Mercator; BRABO fase 3 betreft het gedeelte “Liefkenshoek–Mercator” en omvat het ombouwen van de bestaande 150kV verbinding naar een nieuwe 380kV verbinding;
Het vergunningskader zal ook hier een bepalende factor zijn, met name zijn volgende stappen ondernomen of gepland: -
-
-
In navolging van de annulatie van het GRUP door de Raad van State op 29 juni 2011, heeft Elia de plan-MER procedure opgestart in 2012; Op 3 februari 2014 heeft Elia via bijkomende richtlijnen van de dienst MER de bevestiging gekregen welke alternatieve tracés dienen te worden opgenomen in het plan-MER dossier; Vervolgens werd het definitieve plan-MER ingediend. De conclusies hiervan worden verwacht tegen eind januari 2015; Parallel aan de plan-MER is ook een veiligheidsrapportage (VR) opgestart. De conclusies hiervan worden verwacht tegen maart 2015; Op basis van de conclusies van de plan-MER en de VR zal de Vlaamse Overheid een nieuwe GRUP procedure opstarten. Hiervoor verwacht Elia in het voorjaar van 2016 de definitieve vaststelling te verkrijgen; Parallel aan de GRUP procedure zal Elia het project-MER dossier indienen, waarin verder bouwend op de conclusie van de plan-MER het gekozen tracé in detail wordt uitgewerkt en onderzocht; In een laatste fase zullen de dossiers voor de stedenbouwkundige vergunning, federale wegvergunning en de verklaring van openbaar nut worden ingediend bij de bevoegde overheidsinstanties.
Alle benodigde vergunningen worden tegen 2017 verwacht. Afhankelijk van het finaal weerhouden tracé verwacht Elia de tweede fase van het BRABO project in de loop van 2019 gerealiseerd te hebben. Met het wegvallen van concrete projecten voor centrale productie in de Antwerpse haven, is de urgentie voor de derde fase van het BRABO project sterk afhankelijk van het productiescenario te Doel: -
-
In een scenario waarin de nucleaire uitstap wordt toegepast zoals actueel wettelijk voorzien schuift Elia 2023 als richtdatum naar voor. Deze timing zou dan de komende jaren worden geactualiseerd in functie van de evolutie van de internationale energiestromen, het verbruik en het productiepark in de regio; Indien een verlenging van Doel 1 en Doel 2 leidt tot een scenario met meer dan 2 GW productie op de site van Doel, dient het BRABO project in zijn geheel te worden uitgevoerd om een verhoging met 1000 MW van de importcapaciteit mogelijk te maken. De realisatie van de derde fase van het BRABO project is ten vroegste mogelijk richting 2020.
1.4
STEVIN
Het Stevin project voorziet in de versterking van het 380kV elektriciteitsnet door middel van een nieuwe dubbele hoogspanningsverbinding van 380kV tussen Zomergem en Zeebrugge, inclusief de oprichting van een nieuw hoogspanningsstation te Zeebrugge, die een elektrische transportcapaciteit tussen beide locaties dient te verzekeren van 3000 MVA. Hoewel dit project op zich geen interconnectie betreft, is de realisatie ervan wel een noodzakelijke voorwaarde om de interconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk mogelijk te maken (project NEMO), en is aldus relevant in het kader van deze rapportering. Daarnaast beantwoordt STEVIN ook 5 aan tal van andere behoeften. Tijdens het vergunningstraject werden verschillende alternatieven bestudeerd, waaruit uiteindelijk door de Vlaamse Regering is beslist dat tussen het bedrijventerrein de Spie en Vivenkapelle ongeveer 10 km van de in totaal 47 km lange 380kV verbinding ondergronds zal worden aangelegd. De lancering van het project, initieel voorzien in 2014, werd uitgesteld omwille van de beroepen ingesteld tegen het GRUP bij de Raad van State en in het verlengde hiervan tegen de stedenbouwkundige vergunning bij de Raad voor Vergunningsbetwistingen. Elia heeft ondertussen dadingsovereenkomsten gesloten met de verschillende betrokken partijen. De gemeenten en particulieren hebben bijgevolg afstand van hun vorderingen gedaan in de procedures hangende voor de Raad van State en de Raad voor Vergunningsbetwistingen. Beide raden hebben hiervan akte genomen in hun arresten. Bijgevolg zijn er geen procedures meer lopende. Gezien bovendien de nodige stedenbouwkundige vergunning en milieuvergunningen verkregen werden, plant Elia de start van de werken voor de nieuwe 380kV verbinding in het voorjaar van 2015. Rekening houdend met een realisatietermijn van ongeveer 3 jaar verwacht Elia deze nieuwe 380kV verbinding tegen 2018 in dienst te hebben genomen.
1.5
NEMO
Het NEMO-project betreft de realisatie van een onderzeese tweerichtingskabelverbinding van 1000MW op gelijkstroom, waarbij Elia in samenwerking treedt met National Grid, de transmissienetbeheerder van het Verenigd Koninkrijk. De verbinding wordt gemaakt tussen Richborough in het Verenigd Koninkrijk en het station “Gezelle” (Brugge) dat als onderdeel van het Stevin project wordt opgericht. Op 20 november 2013 werd dit project opgenomen in de lijst van “Projects of Common Interest (PCI)” van de Europese Commissie, wat diens maatschappelijk belang in relatie tot het Europese beleid inzake energie en de daaruit volgende nodige versterking van de elektrische infrastructuur onderstreept. Dit project bevindt zich momenteel in de voorbereidende fase voor het evalueren van de finale investeringsbeslissing, welke gepland is in het voorjaar van 2015 onder de hypothese dat de referentie-oplossing voor de inplanting van het HVDC conversiestation (als onderdeel van de interconnectie) en diens aansluiting op het station “Gezelle” bekrachtigd wordt.
5
Het project STEVIN maakt het mogelijk om de windenergie van windparken op zee aan land te brengen en naar het binnenland te transporteren, maakt de aansluiting mogelijk van bijkomende decentrale elektriciteitsproductie (wind, zon en andere vormen van duurzame energie) in de kuststreek en zorgt bovendien door de uitbreiding van het 380 kV-net voor een aanzienlijke verbetering van de elektriciteitsbevoorrading in de West-Vlaamse regio waardoor het de verdere economische ontwikkeling mogelijk maakt in de strategisch belangrijke groeipool rond de haven van Zeebrugge.
Na finale investeringsbeslissing en toewijzing van de contracten aan leveranciers, voorziet Elia de lancering van de procedures voor het verkrijgen van de vergunningen voor het onshore kabelgedeelte, de stedenbouwkundige vergunningen voor de kabels en het conversiestation, de milieuvergunning voor de conversiestations, de verklaring van openbaar nut en de wegvergunning. Om vervolgens in 2016 van start te gaan met de werken, resulterend in een technische oplevering eind 2018 en commerciële uitbating vanaf 2019. De realisatie van het STEVIN project is een noodzakelijke voorwaarde voor de integratie van NEMO en is in lijn met de planning van het NEMO project. In het Verenigd Koninkrijk worden eveneens de nodige interne netversterkingen verwezenlijkt door National Grid Electricity Transmission (NGET) in lijn met de planning van het NEMO project.
1.6
ALEGrO
Het ALEGrO-project betreft de realisatie van een ondergrondse tweerichtingskabelverbinding van ongeveer 1000 MW op gelijkstroom die Elia samen ontwikkelt met Amprion, de beheerder van het Duitse transmissienet in de grensstreek met België. De verbinding wordt gemaakt tussen Oberzier in Duitsland en het nieuwe 380kV station dat wordt opgericht te “Lixhe”. Op 20 november 2013 werd dit project opgenomen in de lijst van “Projects of Common Interest” van de Europese Commissie, wat diens maatschappelijk belang in relatie tot het Europese beleid inzake energie en de daaruit volgende nodige versterking van de elektrische infrastructuur onderstreept. Elia heeft in 2013 de procedure gelanceerd voor de gedeeltelijke herziening van het gewestplan voor de inschrijving van een reservatiezone voor de gelijkstroomverbinding. De milieu-effectenstudie die in het kader van deze procedure dient te worden uitgevoerd werd recent voorgesteld aan de Waalse Regering. Na publicatie van diens besluit hieromtrent, kan van start worden gegaan met het openbaar onderzoek. Een definitieve aanpassing van de gedeeltelijke herziening van het gewestplan wordt in de loop van 2015 verwacht. Tevens zijn de Europese aanbestedingsprocedures voor de engineering & realisatie van het project lopende. Het einde van de ontwikkelingsfase en bijhorende evaluatie voor opstart van de realisatiefase is momenteel gepland eind 2015. In de verdere planning voorziet Elia om in 2016 de procedures te lanceren om de unieke vergunning, de wegvergunningen en verklaringen van openbaar nut te bekomen. Rekening houdend met bovenstaand vergunningstraject, verwacht Elia in 2017 van start te kunnen gaan met de werken, resulterend in een commerciële uitbating vanaf 2019.
1.7
Zuidgrens: Avelin - Horta
Elia heeft in samenwerking met de Franse netbeheerder RTE een bilaterale studie uitgevoerd om te bepalen wat de meest aangewezen strategie is om de zuidgrens te versterken. De resultaten hiervan werden gevalideerd met studies die zijn uitgevoerd op ENTSO-E niveau in het kader van het meest recente Europese netontwikkelingsplan (TYNDP2014), en tonen aan dat binnen het kader van de bestudeerde scenario's het versterken van de bottleneck “Avelin/Mastaing (FR) – Avelgem – Horta (Zomergem)” aan de westzijde het fundament vormt van deze strategie. De technisch-economisch meest gepaste oplossing om deze as te versterken bestaat erin de bestaande geleiders te vervangen door zogenaamde “hoogperformantie” geleiders, doorgetrokken tot aan het nieuwe 380kV onderstation Horta nabij Zomergem. Hiermee wordt een capaciteitsverhoging op de zuidgrens met ongeveer 1000 MW beoogd.
Elia heeft de intentie om begin 2015 een protocolakkoord te sluiten met RTE die de planning voor de verdere ontwikkeling van dit project omkadert. Deze planning voorziet een evaluatie van de opstart van de realisatiefase in 2017, met mogelijke realisatie tegen 2021. Rekening houdend met de impact van de risicofactoren (vergunningen, uitvoeren van werken heeft impact op capaciteiten) zoals vandaag gekend, behoudt Elia zich ertoe om in dit stadium van het project de datum van 2021 als meest gunstige uitgangspositie naar voren te schuiven.
1.8
Interconnectie met Luxemburg
Sinds 2009 heeft Elia in samenwerking met de betrokken transmissienetbeheerders van Luxemburg (CREOS), Frankrijk (RTE) en Duitsland (Amprion) een gemeenschappelijke visie en bijhorende studies uitgewerkt voor een verdere integratie van het Luxemburgse net, met deze van de omliggende transmissienetbeheerders. Deze studies hebben aangetoond dat de ontwikkeling van een 220kV interconnectie tussen België en Luxemburg het meest gepaste scenario is. Ook dit project werd op 20/11/2013 opgenomen in de lijst van “Projects of Common Interest” van de Europese Commissie conform verordening 347/2013 van 17 april 2013. Dit scenario werd geofficialiseerd in een protocolakkoord tussen Elia en CREOS, dat door de partijen ondertekend werd op 25 juni 2013. Dit protocolakkoord werd ook aan beide nationale regulatoren en aan de twee nationale met Energie bevoegde Ministers voorgesteld. Het laatste nodige akkoord van Sotel Réseau et Cie en Sotel SC om een deel van hun assets ter beschikking van CREOS te stellen in het kader van dit protocolakkoord werd onlangs afgesloten. 1.8.1
Fase 1: installatie PST door CREOS
Tegen eind 2015 zal door Creos een dwarsregeltransformator (PST) worden geplaatst in het Luxemburgse net ter hoogte van het station Schifflange (LU). Deze dwarsregeltransformator blijft niettemin in de Belgische regelzone tot minstens 31 december 2020 en zal door Elia beheerd worden. De dwarsregeltransformator laat toe om de transitfluxen te controleren tussen België, Luxemburg en Duitsland en hiermee een eerste interconnectie uit te baten tussen België (station Aubange) en Luxemburg (station Schifflange) met een beoogde maximale interconnectiecapaciteit van 300 à 400 MW. Deze capaciteitsverhoging zal afhangen van de marktcondities en van waar de elektriciteitsproductie optreedt. Dit gaat in het bijzonder mogelijk zijn in situaties waarbij voorheen de 220 kV tussen Aubange en Moulaine beperkend waren (b.v. elektriciteitsproductie vanuit ZuidEuropa). Om deze capaciteit ook in de richting van Luxemburg naar België te kunnen benutten, dienen eerst de nodige interne versterkingen te worden uitgevoerd in het Luxemburgse net door Creos (voorzien tegen 2017). Dit project bevindt zich in de realisatiefase, waarbij Elia langs haar kant de nodige aanpassingen aan de post van Aubange uitvoert om de integratie van de PST mee te faciliteren. De voorbereiding van de commercialisatie van de beschikbare interconnectiecapaciteit tussen de verschillende betrokken transmissienetbeheerders is lopende. 1.8.2
Fase 2: verdere studies
Voorstudies hebben aangetoond dat een verdere toename van de interconnectiecapaciteit tussen België en Luxemburg op termijn enkel mogelijk is mits het realiseren van een bijkomende verbinding. De huidige referentie-oplossing voorziet hierbij in de installatie van twee 220kV kabels tussen de stations van Aubange (BE) en Bascharage (LU), met optioneel dwarsregeltransformatoren om de totale flux te controleren. Hierdoor zou de interconnectiecapaciteit tot 700 MW kunnen toenemen. Dit scenario dient nog te worden bevestigd middels lopende studies.
In parallel bestuderen Elia, Sotel Réseau et Cie en Creos mogelijke synergiën binnen hun bestaande infrastructuur om de 220kV interconnectie tussen Frankrijk (Moulaine) en België (Aubange) te versterken via Luxemburg.
1.9
Simultane importcapaciteit
Elia houdt net als de andere transmissienetbeheerders rekening met een simultane importcapaciteit, zijnde de minimale capaciteit die vanuit het Belgische net aan de markt ter beschikking kan worden gesteld bij normale netexploitatie-omstandigheden, d.w.z. geen geplande of onvoorziene nietbeschikbaarheden van de netwerkinfrastructuur (zowel in België als in de buurlanden), en zonder voorafgaande kennis van de energiestromen. De importcapaciteit die effectief ter beschikking wordt gesteld, houdt rekening met de kennis van de energiestromen en kan dus hoger liggen dan deze minimumwaarde. Heden bedraagt de importcapaciteit van het Belgische net 3500 MW in de winter en 3000 MW in de 6 zomer . De geplande interconnecties zullen deze referentie importmogelijkheden vanuit de buurlanden aanzienlijk doen toenemen met een quasi verdubbeling van de importcapaciteit tot 6500 MW (gegeven dat de markt de interconnecties in de richting van import naar België gebruikt) tussen nu en 2019. Een grotere importcapaciteit van het Belgische net draagt bij tot het faciliteren van de marktintegratie en bijhorende toename van de convergentie van de elektriciteitsprijzen op de spotmarkten, de integratie van hernieuwbare energie én de bevoorradingszekerheid. Er dient echter te worden benadrukt dat het ten volle benutten van een net dat toelaat om heden 3500 MW en toekomstig tot 6500 MW aan energie in te voeren, impliceert dat de overeenkomstige energie beschikbaar is in het buitenland én dat de resulterende internationale energiestromen compatibel zijn met het CWE net. Meer specifiek:
Dient de energie effectief beschikbaar te zijn in het buitenland en door de verantwoordelijke marktactoren te worden aangekocht voor import naar België. Elia kan hiervoor uiteraard geen garanties bieden, en stelt vast dat er ook in de buurlanden sluitingsprogramma’s voor eenheden bestaan; Mogen er geen congesties worden veroorzaakt in de netten van de buurlanden. Het risico op congestie uit zich voornamelijk tijdens de winterpieken. Deze winterpieken gaan immers gepaard met sterk toenemende noord-zuid fluxen op CWE niveau, welke van die aard kunnen zijn dat gecoördineerde aanpassingen toegepast moeten worden op de commerciële uitwisselingscapaciteit tussen de CWE landen om ontoelaatbare overbelastingen op sommige netelementen te vermijden. In de praktijk zal dit een operationele afweging zijn.
In de volgende paragrafen wordt dieper ingegaan op de evolutie van de importcapaciteit in functie van de ontwikkeling van de verschillende interconnecties. Complementair hieraan zijn gerichte investeringen in regelmiddelen nodig. Het benutten van een verhoogde importcapaciteit door de markt impliceert immers minder productie op basis van de klassieke centrale eenheden in het Belgische net. En aldus de noodzaak om via een andere weg, zijnde gerichte investeringen in regelmiddelen, aan de criteria inzake spanning en stabiliteit van het net te voldoen. 1.9.1
Verhoging naar 4500 MW na realisatie BRABO fase 1
Voor de bestudeerde scenario’s met maximaal 2 GW productie op de site van Doel,laat de realisatie 6
Deze ex-ante referentiewaarden stemmen overeen met beperking op de Belgische Noordgrens als de merit order in Europa maakt dat de productie vnl. ten noorden van België optreedt.
van BRABO fase 1 toe om de importcapaciteit van het Belgische net te verhogen naar 4500 MW bij gunstige internationale fluxverdelingen en met volledige beschikbaarheid van het Belgische net. Een interne studie heeft bovendien uitgewezen dat een importcapaciteit tot 4500 MW een investering in specifieke regelmiddelen vereist om de (anders te lage) spanning in de regio’s Brussel en Henegouwen te ondersteunen. Deze spanningsondersteuning wordt voorzien middels de installatie van twee condensatorbatterijen van 75 Mvar, in de 150kV onderstations van La Croyère (La Louvière) en Chièvres. Zolang de benodigde regelmiddelen niet geïnstalleerd zijn, dienen de nodige productiemiddelen in België beschikbaar te zijn om opgeroepen te kunnen worden ter ondersteuning van de spanning (“must runs” op de klassieke centrale eenheden). 1.9.2
Robuustheid van 4500 MW import over de AC grenzen
De mate waarin maximaal gebruik kan worden gemaakt van de importmogelijkheden over de AC grenzen, hangt onder andere af van de oriëntatie van de internationale energiestromen. Verdere versterkingen van de AC grenzen, zoals de versterking van de zuidgrens en de ontwikkeling van de interconnectie met Luxemburg, zorgen ervoor dat de 4500 MW importcapaciteit robuuster wordt ten aanzien van de oriëntatie van deze stromen. 1.9.3
Verhoging tot 6500 MW na realisatie van NEMO en ALEGrO
De projecten NEMO en ALEGrO zullen additionele importmogelijkheden ter beschikking stellen van de marktactoren en zullen bijdragen tot de realisatie van de hypothese van 4500MW import naar België. Bovendien kan dankzij deze projecten tot bijkomend 2000 MW geïmporteerd worden naar België, in situaties waar de markt deze interconnecties in de richting van import naar België gebruikt en deze overeenkomstige energie beschikbaar is. Deze HVDC projecten van elk 1000 MW leveren bovendien via de regelmogelijkheden van hun conversiestations intrinsiek een belangrijke bijdrage om aan de spannings- en stabiliteitscriteria van het net te voldoen. Een studie is opgestart en wordt in de loop van 2015 afgerond om te bepalen of deze bijdrage afdoende is, of dat er eventueel additionele regelmiddelen elders in het net nodig zijn.
1.10 Conclusie De verdere ontwikkeling van het transmissienet, met in het bijzonder de interconnecties met de buurlanden, is van essentieel belang om tegemoet te komen aan de energie-uitdagingen van morgen, waarvoor Elia een proactieve rol op zich neemt voor de realisatie ervan. Getuige hiervan het initiatief dat Elia in 2014 heeft genomen om Dynamic Line Rating te introduceren op de grensoverschrijdende verbindingen. De verschillende geplande interconnecties zullen de importmogelijkheden vanuit de buurlanden aanzienlijk doen toenemen, met een quasi verdubbeling van de importcapaciteit tot 6500 MW tussen nu en 2019. De technisch-economische verantwoording van de verschillende interconnecties gebeurt volgens de in ENTSO-E vastgelegde “Cost-Benefit Analysis (CBA)” methode. Hierbij biedt het geheel der projecten toegang tot de economisch meest voordelige energie via het mechanisme van marktkoppeling (optimalisatie energiemix, integratie hernieuwbare bronnen op CWE schaal, etc.). De tijdshorizon voor de projecten is verschillend en ook de uitdagingen zijn projectspecifiek. Een wederkerende constante is echter de lange en moeizame vergunnings- en beroepsprocedures waarin grote infrastructuurprojecten verzeild (dreigen te) geraken. Ondanks het duidelijk maatschappelijk belang en de kwalificatie van projecten als “project van algemeen belang” (PCI) door de Europese
Commissie, is de realisatie ervan afhankelijk van de “public acceptance”, het feit of vergunningen snel afgeleverd worden en of er gerechtelijke procedures aangespannen worden door openbare besturen of burgers. De nodige aandacht hiervoor en ondersteuning van de betrokken overheden wordt door Elia als een determinerende succesfactor beschouwd om deze projecten tijdig te kunnen realiseren. De mogelijkheid om op korte termijn – dus na de realisatie van de eerste fase van het BRABO project in 2016 – de importcapaciteit te verhogen van 3500 MW naar 4500 MW, is afhankelijk van de productiesituatie te Doel. In het desbetreffende geval dat een verlenging van Doel 1 en Doel 2 zou leiden tot een scenario met meer dan 2 GW productie op de site van Doel, dient het BRABO project in zijn geheel te worden uitgevoerd (ten vroegste mogelijk richting 2020) om deze verhoging mogelijk te maken. Vanuit netontwikkelingsperspectief heeft een verlenging van Doel 1 & 2 aldus een potentiële impact op de urgentie van de derde fase van het BRABO project. Elia verwacht van de betrokken actoren dat zij zo spoedig als mogelijk duidelijkheid scheppen betreffende de toekomstige productiesituatie te Doel, zodoende Elia hiermee optimaal rekening kan houden in haar plannen. Tot slot, is het belangrijk vast te stellen dat ook in de buurlanden sluitingsprogramma’s van productiecentrales aangekondigd worden. De hypothese dat de marktactoren heden 3500 MW en toekomstig tot 6500 MW in specifieke configuraties aan energie kunnen invoeren vanuit de buurlanden op de piekmomenten die bepalend zijn voor de bevoorradingszekerheid, dient gevalideerd te worden middels een analyse van het productiepark op CWE niveau. In dat opzicht dient men een onderscheid te maken tussen de bijdrage van interconnecties tot de algemene marktwerking en bevoorradingszekerheid. Enerzijds hebben marktactoren ten allen tijde een ruimere toegang tot andere markten dankzij de grote interconnectiviteit van het Belgische hoogspanningsnetwerk, hetgeen permanent bijdraagt tot een harmonisatie en convergentie van de Europese elektriciteitsprijzen en de eenmaking van de Europese markt. Anderzijds, in termen van bevoorradingszekerheid, impliceert de hoge interconnectiviteit dat de marktactoren effectief een netwerk ter beschikking hebben voor een verhoogde import naar België, maar dient de permanente ex-ante te verwachten import, gezien bovenvermelde sluitingsprogramma’s in de buurlanden, eerder genuanceerd te worden. Dit wordt reeds geïllustreerd in de berekeningen van de strategische reserves voor de winter 2015-2016 e.v., waarvoor de hypothese aan verwachte import ex-ante 2700 MW bedraagt. Dit illustreert dat – hoewel de elektriciteitsmarkt een Europees gegeven is – er een gebrek is aan Europese coördinatie op het vlak van de evolutie van het productiepark. De lidstaten hebben immers nog steeds de volledige autonomie om hun eigen energiemix te bepalen en te voorzien in hun eigen bevoorradingszekerheid. In een context van het ontwikkelen van bijkomende importcapaciteit, bestaat de uitdaging er dus in om een Europese bevoorradingszekerheid te waarborgen, waarbij de maatregelen van de verschillende lidstaten op elkaar afgestemd worden en zo weinig mogelijk negatieve invloed hebben op de werking van de Europese markt. Ondertussen toetst Elia regelmatig bovenvermelde hypothese ten aanzien van de importcapaciteit die het Belgische net aanbiedt en brengt dit in rekening voor analyses betreffende de bevoorradingszekerheid, zoals de dimensionering van de strategische reserves.
2 2.1
VRAAGBEHEER Inleiding
Het vraagbeheer7 levert een steeds belangrijkere bijdrage om een antwoord te bieden op de diverse uitdagingen die het beheer van het elektriciteitsnet de laatste jaren met zich meebrengt. Het aantal gedecentraliseerde productie-eenheden, vaak op basis van hernieuwbare energie zoals wind- of zonne-energie, is de voorbije jaren aanzienlijk toegenomen en zal ook de komende jaren blijven aangroeien. Deze productie-eenheden zijn meestal aangesloten op het distributienet, maar hebben ook een invloed op het transmissienet, zowel op het vlak van planning van het net als van operationeel beheer:
Afhankelijk van de weersomstandigheden is de geproduceerde energie onvoorspelbaar en erg variabel. Rekening houdend met de beperkte of onbestaande mogelijkheid om het vermogen, geproduceerd door deze eenheden, te moduleren, dragen deze, samen met een groot deel van de weinig flexibele8 productie geïnstalleerd in België, bij tot een grotere behoefte aan flexibiliteit (naar boven toe of naar beneden toe, m.a.w. opregeling of afregeling) in de Belgische regelzone;
Door de aanwezigheid van hernieuwbare energie daalt de behoefte aan energie afkomstig van klassieke gascentrales. Het aantal gebruiksuren van deze centrales neemt bijgevolg af en zo daalt ook hun rendabiliteit, waardoor er alsmaar meer gascentrales tijdelijk of of definitief sluiten en de bevoorradingszekerheid van het land in het gedrang komt.
Elia werkt al verschillende jaren op meerdere pistes om de onevenwichten in de regelzone te beperken: een verbetering van de incentives om het evenwicht te behouden, het zoeken naar nieuwe mogelijkheden van flexibiliteit, waaronder vooral het vraagbeheer. Om het risico dat samenhangt met elektriciteitsschaarste te beperken, heeft Elia, door middel van een wettelijk kader dat de minister van Energie begin 2014 heeft uitgewerkt voor de aanleg van een strategische reserve, en in overeenstemming met artikel 7quater van de Elektriciteitswet, middels de Ministeriële Besluiten van 3 april 2014 en van 16 juli 2014 en het Ministerieel Besluit van 15 januari 2015, de instructie gekregen om een strategische reserve aan te leggen voor de winterperiodes 201415, 2015-16 en 2016-17. Dit hoofdstuk bestaat uit twee delen:
Het eerste deel beschrijft de producten waarmee de vraagzijde kan deelnemen aan de “ondersteunende diensten" van het net. Het beschrijft de belangrijke voorziene productontwikkelingen, evenals de gecontracteerde volumes voor het jaar 2015. Het tweede deel betreft de deelname van de vraagzijde aan de strategische reserve. Hier worden de gecontracteerde volumes voor de winterperiode 2014-2015 en de belangrijkste productontwikkelingen met het oog op de deelname van de vraagzijde voor de winterperiode 2015-2016 beschreven.
2.2
Deelname van de vraagzijde aan de energiemarkt
Hoewel dit nog niet direct zichtbaar is, groeit de deelname van de vraagzijde aan de energiemarkt: via rechtstreekse toegang tot de markt van de grote industriële klanten die BRP zijn geworden en er in die hoedanigheid aan deelnemen;
7 8
Het concept “vraag” omvat het verbruik en de niet-coördineerbare gedecentraliseerde productie. Bv. kerncentrales
via een onrechtstreekse toegang: via verkoopcontracten afgesloten tussen de leveranciers en hun klanten, hetzij rechtstreeks of via een derde partij (de aggregator) die op geaggregeerde wijze flexibiliteit aanbiedt om de portfolio van de betrokken BRP te optimaliseren.
Deze samenwerkingen tussen marktspelers en hun klanten zijn erg belangrijk om de deelname van de vraagzijde aan de energiemarkt en het evenwicht te garanderen. Omwille van het commerciële en vertrouwelijke karakter van deze contracten kan het volume dat zij vertegenwoordigen echter niet direct door Elia worden ingeschat. Het is cruciaal om deze samenwerkingen te promoten, aangezien zij doeltreffend zijn om de deelname van de vraagzijde aan de energiemarkt en het evenwicht te bevorderen en te ondersteunen, vooral voor de gedecentraliseerde middelen. Elia moedigt deze ontwikkeling aan. Het bedrijf hanteert namelijk een balancingbeleid (de zogenaamde “reactieve balancing”) dat gebaseerd 9 is op de prijssignalen en op de reactie van de markt , waardoor de reserves op een redelijk niveau 10 kunnen worden behouden . Op 4 februari 2014 introduceerde de Belgische elektriciteitsbeurs het concept "intelligente producten", dat de marktspelers toelaat om orders in te dienen die enkel als geheel uitgevoerd zullen worden. Door deze innovatie kan er rekening gehouden worden met de spotmarkten en de technische beperkingen van de spelers (zowel producenten als verbruikers), wat nieuwe opportuniteiten voor de markt creëert. Een flexibele industriële klant kan in dit systeem bijvoorbeeld beslissen dat hij bereid is om de elektriciteit waarover hij via zijn leveringscontracten beschikt, en die hij normaal zou verbruiken, door te verkopen wanneer de prijzen een bepaalde drempelwaarde overschrijden en dat hij zijn installaties gedurende enkele opeenvolgende uren zal stilleggen.
2.3 2.3.1
Deelname van de vraagzijde aan de ondersteunende diensten Algemeen overzicht
De laatste jaren heeft Elia zijn producten voor ondersteunende diensten (mogelijkheden) waaruit ze kunnen worden geput te diversifiëren. samenwerking met de betrokken spelers nieuwe producten ontwikkeld vraagzijde vergemakkelijken. Dit heeft het aandeel van de reserve gecontracteerd wordt, gevoelig doen toenemen sinds 2012.
uitgebreid om de bronnen Concreet werden er in die de deelname van de dat via deze producten
De volgende tabel toont de evolutie van de spreiding van de volumes voor ondersteunende diensten gecontracteerd via specifieke producten voor de vraagzijde tussen 2011 en 2014.
Ondersteunende diensten Gecontracteerde volumes [MW]
9
o
totaal
o
afkomstig van de 11 vraagzijde
2011
2012
2013
2014
2015
903
896
892
883
884
261
261
276.25
324.5
between 321 and 342 MW
Via een onevenwichtstarief van het type “single marginal pricing” (sinds 2012) dat de spelers aanspoort om een evenwicht tot stand te brengen bij henzelf en om het totale evenwicht van de regelzone in real time te bevorderen. 10 Reserves die in essentie capaciteit vertegenwoordigen die wordt “onttrokken” aan de energiemarkt. 11 Symmetrical equivalent volume
Het is belangrijk hierbij een onderscheid te maken tussen:
de vereiste reservevolumes, bepaald op basis van een methode die werd voorgesteld door Elia en door de CREG werd goedgekeurd in overeenstemming met artikel 233 van het Federaal Technisch Reglement; de volumes aangeboden door de kandidaat-leveranciers van flexibele diensten, onderworpen aan een prekwalificatie; de volumes die worden geselecteerd (en gecontracteerd) in overeenstemming met een optimale technisch-economische situatie door de mededinging van bepaalde producten uit de vraag- en/of de productiezijde.
Voor 2015 zijn de vereiste volumes voor ondersteunende diensten bepaald door Elia en goedgekeurd door de CREG: o o o
voor de primaire reserve: 83 MW (deelname van de vraagzijde via het product R1 load - zie § 2.3.2) voor de secundaire reserve: 140 MW voor de tertiaire reserve: 661 MW waarvan een volume van 400 MW bestaande uit een combinatie van maximaal 400 MW via productie-eenheden (R3 prod) en van maximaal 100 MW via de vraagzijde (product R3DP – zie §2.3.4Error! Reference source not found.) en waarvan een volume van 261 MW via afschakelbare klanten (ICH-product - zie § 2.3.3
De bijbehorende aangeboden en geselecteerde volumes worden beschreven in de volgende hoofdstukken. 2.3.2
Primaire reserve geleverd via industriële belasting (R1 load)
De plotse onevenwichten tussen productie en verbruik beïnvloeden het frequentieniveau (gelijk aan 50 Hz wanneer er geen onevenwicht is). Om te vermijden dat het net onstabiel wordt, moet de frequentie permanent geregeld worden. De primaire regeling, die automatisch wordt geactiveerd, voorziet in deze behoefte en laat toe om de frequentie binnen de marge te houden die opgelegd werd door ENTSO-E. In 2013 heeft Elia een product R1 op maat (R1 load) geïmplementeerd voor industriële sites die primaire reserve willen leveren gedurende een periode van één jaar. De R1 load reserve die overeenkomt met een daling van het afgenomen vermogen wordt pas geactiveerd vanaf een 12 frequentiedaling van meer dan 100 mHz . Om het volledige gamma frequentieafwijkingen te dekken dat voorzien is in Policy 1 van ENTSO-E, met name [-200 mHz, +200 mHz], wordt dit product R1 load 13 aangevuld met een reeks aanvullende R1-producten .In 2014 voorzag de aanbesteding voor de primaire reserve een maximaal volume voor R1 load tot maximaal 50% van het oplopende regelvolume (R1 up). De optimale technisch-economische situatie voor deze aanbesteding heeft geleid tot een tijdelijke nominatie van een R1 load volume dat overeenkomt met ongeveer 30% van het totale R1 up volume.
12
De R1 load wordt volledig geactiveerd wanneer de frequentieafwijking -200 mHz bedraagt en een lineaire variatie vertoont op het interval [-200 mHz, -100 mHz]. 13 Het gaat om een symmetrisch R1-product (R1 sym 100mHz) geleverd door thermische productiecentrales voor een frequentie tussen 49,9 Hz en 50,1 Hz en om een asymmetrisch R1-product (R1 down) voor frequentiestijgingen hoger dan 50,1 Hz, bv. geleverd door nucleaire productie-eenheden.
Volume [MW] - Vereist totaal R1 -
Aangeboden R1 load
2014
2015
82
83
85 Veiling (maandelijks)
- Gecontracteerde R1 load
27
In 2014 is Elia, met de steun van de CREG, gestart met het contracteren op maandbasis van een deel van het symmetrisch primair reservevolume R1 (R1sym 100mHz. In overleg met de betrokken 14 stakeholders en met instemming van de CREG werd beslist om alle R1- (& R2-) producten, inclusief het product R1 load, op korte termijn aan te kopen. Vanaf 1 januari 2015 kocht Elia de volumes R1 load dus maandelijks aan via het STAR-platform (Short-Term Auctioning of Reserves). Deze ontwikkeling heeft tot doel de liquiditeit van deze markt te verhogen: zij laat de industriële klanten die de R1 load reserve leveren meer bepaald toe om zich voor kortere periodes (maandelijks i.p.v. jaarlijks) te engageren, afhankelijk van hun industriële beperkingen. 2.3.3
Tertiaire reserve geleverd door onderbreekbare afnames (ICH)
Het product “onderbreekbaarheid” wordt gekenmerkt door een gemiddeld beschikbaar vermogen op jaarbasis, een beperkt aantal activaties (4 of 8 per jaar) en een maximale duur van 8 uur per activatie. Bij een activatie moet de leverancier van onderbreekbaarheid zijn verbruik binnen een termijn van 3 minuten verminderen tot onder een contractueel bepaalde drempelwaarde. Door zijn specifieke kenmerken is dit product vooral aangewezen om plotse grote onevenwichten (productietekorten) binnen de regelzone van Elia op te vangen. Bij een activatie wordt de impact ervan op de evenwichtsperimeter van de BRP en op de vergoeding van de leverancier geneutraliseerd via een aanpassing van de meetgegevens tijdens de duur van de activatie. Door dit specifieke kenmerk is dit product beperkt tot gebruikers van het net van Elia. De tertiaire reserve afkomstig van onderbreekbare industriële belastingen (ICH) bestaat al meerdere jaren en dekt ongeveer 260 MW op een totale tertiaire reserve (R3) van 660 MW. Voor de contractuele periode 2015 werden geen wijzigingen aangebracht aan dit product.
Volume [MW]
2014
2015
- Vereist totaal R3
661
661
- Aangeboden R3 ICH
331
359
- Gecontracteerde R3 ICH
261
261
Het product ‘onderbreekbaarheid’ is relatief stabiel: de invoering van maandelijkse veilingen voor R1 load enerzijds en van de strategische reserve (SDR-product, zie §2.4Error! Reference source not found.), anderzijds heeft niet geleid tot een daling van de aangeboden volumes voor het jaar 2015.
14
Consultaties van maart en april 2014.
Rekening houdend met de contractuele periodes gaande van 1/1 tot 31/12 voor het ICH-product en van 1/11 tot 31/3 van het daaropvolgende jaar voor het SDR-product enerzijds en met de aangeboden volumes anderzijds, werd een aanvullend volume voor de ICH-reserve gecontracteerd. Voor meer informatie hierover verwijzen we naar §2.4.3. 2.3.4
Tertiaire reserve op basis van diensten voor profielaanpassing (R3DP)
Op basis van een denkpiste die vanaf 2012 werd gevolgd met de steun van de CREG en na overleg met de betrokken spelers in 2013, introduceerde Elia in 2014 het product R3 Dynamic Profile (R3DP) om het flexibele potentieel op de distributienetten te benutten. Dit product biedt zowel de gebruikers aangesloten op het transmissienet als de gedecentraliseerde 15 energiebronnen aangesloten op het distributienet de kans om deel te nemen aan de ondersteunende diensten via een derde, die meerdere netgebruikers samenvoegt (de aggregator), of rechtstreeks in de hoedanigheid van netgebruiker.Het R3DP-product wordt gekenmerkt door een beschikbaarheid van 100%, een maximaal aantal van 40 activaties per jaar en een maximale duur van 2 uur per activatie. Tijdens de activatie moet de leverancier van het R3DP-product binnen 15 minuten na de start van de activatie zijn verbruik verminderen met een contractueel bepaalde waarde. Tijdens een activatie wordt de evenwichtsperimeter van de BRP niet gecorrigeerd met de effectief geactiveerde (i.e. afgeschakelde) energie. De energie die niet wordt verbruikt (en bijgevolg niet wordt betaald) door de afgeschakelde verbruiker, maar die toch wordt geproduceerd om het evenwicht van het systeem te garanderen, wordt automatisch afgerekend met de BRP tegen de marginale prijs in real time van de elektriciteit (via het onevenwichtstarief). Dit systeem laat toe om op eenvoudige en pragmatische wijze om te gaan met de complexe problemen die gepaard gaan: o
o
enerzijds, met de impact van een activatie op de perimeter van de evenwichtsverantwoordelijke(n) bij gebrek aan nominaties, en anderzijds, met de vergoeding van de energie geleverd door de leverancier(s) van de betrokken netgebruikers.
Dit systeem is onderworpen aan bepaalde voorwaarden, zoals een korte activatieduur, een beperkt volume vergeleken met andere evenwichtsmiddelen en ten slotte een activatie aan het einde van de merit order. De deelname van de toegangspunten op het distributienet is afhankelijk van de contractuele en technische voorwaarden bepaald door de distributienetbeheerder. In de praktijk zijn de toegangspunten in kwestie onderworpen aan een prekwalificatieprocedure. Het totale volume dat door de distributienetbeheerders wordt geprekwalificeerd voor deelname in 2015 komt overeen met een volume van ongeveer 360 MW. Ter herinnering: het vereiste volume van de tertiaire reserve (uitgezonderd ICH) komt overeen met een volume van 400 MW bestaande uit een combinatie van maximaal 400 MW via productieeenheden (R3 prod) en een maximaal volume via de vraagzijde (R3DP). Na de activatietests die in 16 februari 2014 werden uitgevoerd met toestemming van de CREG en de daaropvolgende besprekingen met de betrokken spelers, werd beslist om het maximale aandeel van de tertiaire reserve dat in 2015 kan worden gecontracteerd op basis van R3DP (vroeger 50MW) op te trekken tot 100 MW. Voor 2015 heeft men door een optimale selectie vanuit economisch oogpunt respectieve volumes geselecteerd van 60 MW voor R3DP en van 340 MW voor R3Prod.
15
Onder gedecentraliseerde energiebronnen verstaat men de eenheden voor productie, opslag en vraagzijde verbonden aan het distributienet. 16 Meer bepaald 13 februari 2014 om 11.30 u en 25 februari van 18.15 u tot 18.45 u
Volume [MW]
2014
2015
- Vereist totaal R3 (exclusief ICH)
400
400
- Maximum R3DP
50
100
- R3DP aangeboden
112
155
- R3DP gecontracteerd
50
60
Hieruit blijkt dat het R3DP-product tamelijk stabiel is: de invoering van maandelijkse veilingen voor R1 load enerzijds en van de strategische reserve (SDR-product - zie 2.4) anderzijds, heeft de aangeboden volumes voor het jaar 2015 niet beïnvloed. Rekening houdend met de contractuele periodes gaande van 1/1 tot 31/12 voor het ICH-product en van 1/11 tot 31/3 van het daaropvolgende jaar voor het SDR-product enerzijds, en met de aangeboden volumes anderzijds, werd een extra ICH-reservevolume gecontracteerd. Voor meer informatie hierover verwijzen we naar § 2.4.3 In 2015 hebben de voorziene ontwikkelingen voor het R3DP-product voornamelijk betrekking op:
het doorgeven van nauwkeurigere informatie aan de BRP's waarvan de portfolio wordt beïnvloed door een activatie, tijdens de 15 minuten volgend op de activatie; een harmonisering van het prekwalificatieproces voor de toegangspunten tot de distributienetten.
In 2016 worden bovendien de volgende aanvullende evoluties voorzien:
de mogelijkheid om R3DP-volumes aan te kopen op maandelijkse basis, wat de betrokken marktspelers de kans biedt om zich te engageren voor een kortere periode en voortaan een variabel R3DP-volume te leveren, afhankelijk van het ogenblik in het jaar; deze evolutie wordt momenteel geanalyseerd en besproken met de markt; de prekwalificatieprocedure (vermeld in §2.3.1) voor de toegangspunten aangesloten op het distributienet wordt verbeterd. Deze verbetering bestaat uit de opsplitsing van de procedure in twee verschillende delen: (1) een controle van de conformiteit van de installaties op basis van het aansluitingscontract van de netgebruiker (Connection Contract Check), wat een noodzakelijke voorwaarde is voor (2) een analyse (Net Flex Study) met als doel de potentiële impact van een simultane activatie van meerdere belastingen op de exploitatie van het net te controleren.
Deze ontwikkelingen maakten vanaf 2014 het voorwerp uit van overleg met de CREG en de betrokken stakeholders. 2.3.5
Niet-gereserveerd tertiair regelvermogen – Vrije biedingen vanuit geaggregeerde productieeenheden
Overeenkomstig de geldende reglementering bieden de BRP’s, verantwoordelijk voor de opvolging 17 van de injectie van productie-eenheden, gedekt door een CIPU-contract , de volumes die beschikbaar zijn voor opregeling en afregeling van hun productie-eenheden, dagelijks aan. In 2012 voerde Elia het concept van de geaggregeerde productie-eenheid in, wat BRP’s die een CIPUcontract ondertekend hebben, toelaat om het beschikbare regelvolume op een geaggregeerd geheel 17
Contract voor coördinatie van de oproep van productie-eenheden
van decentrale productie-eenheden of van belastingen in hun portfolio aan te bieden in de vorm van een fictieve productie-eenheid die “Aggregated Power Plant” genoemd wordt. Sinds de zomer van 2012 werd ongeveer 100 MW aan windenergie, verdeeld via een distributienet, geaggregeerd en geregeld door hun BRP’s, aangeboden aan Elia. In april 2014 creëerde een tweede speler een “Aggregated Power Plant” (APP) met een kleiner volume (4.5 MW) om ervaring op te doen en in 2015 met een groter volume aan aangeboden vermogen dat zowel door windmolens als door warmtekrachtkoppelingseenheden in een distributienet werd geleverd. De gesprekken die in 2014 werden gevoerd met andere partijen over grotere volumes hebben om diverse redenen (zowel administratief als technisch van aard) niet geleid tot bijkomende volumes. Er heeft zich echter een nieuwe speler gemanifesteerd die in 2015 mogelijk een volume in de grootteorde van 200 MW windenergie kan aanbieden.
2.4
2.4.1
Deelname van de vraagzijde aan de strategische reserve voor de winter 20142015 en voorziene evoluties voor de winter 2015-2016 Inleiding
De Elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt werd gewijzigd door de wet van 26 maart 2014 door de introductie van een mechanisme voor “strategische reserve” met het doel een bepaald niveau van bevoorradingszekerheid tijdens de winterperiode te verzekeren18. Deze reserve kadert in het plan dat de regering in 2013 lanceerde om de sluiting van centrales te begeleiden en de bevoorradingszekerheid voor elektriciteit in de Belgische regelzone op korte, middellange en lange termijn te garanderen. Deze reserve wordt geactiveerd om een gedwongen afschakeling van netgebruikers te voorkomen wanneer een niet-verwaarloosbaar kortetermijnrisico van “Structureel Zonetekort” wordt vastgesteld. Het gaat om de balancingsreserves (of ondersteunende diensten) aangelegd om plotse of residuele kwartuuronevenwichten in de regelzone te voorkomen, die bijgevolg principieel verschillend zijn van de strategische reserve. In dat kader kreeg Elia een nieuwe opdracht, onder andere het uitwerken van de procedure voor de aanleg van de strategische reserve en van de werkingsregels hierover. De wet bepaalt dat de vraagzijde19 (uitgezonderd de productiemiddelen) ook kan deelnemen aan de strategische reserve. In het kader van de uitwerking van de werkingsregels van de strategische reserve en na goedkeuring door de CREG, heeft Elia, voor het geval zich tekorten voordoen, tariefniveaus opgesteld om de marktspelers (i.e. de BRP’s) te stimuleren om alles in het werk te stellen om te voorkomen dat deze situaties zich voordoen, door met name de flexibiliteit afkomstig uit de vraag in hun portfolio te benutten. Elia kan de eventuele acties waartoe deze incentive heeft geleid echter niet beoordelen, omwille van de vertrouwelijke aard van de eventuele bijbehorende contracten enerzijds, en omdat de in deze incentives voorziene situaties zich niet hebben voorgedaan anderzijds. 2.4.2
Strategische reserve op basis van de vraagzijde voor de winterperiode 2014-2015
Om de deelname van de vraagzijde aan de strategische reserve mogelijk te maken, heeft Elia een specifiek product ontwikkeld: “Strategic Demand Reserve (SDR)”. De modaliteiten van de gunningsprocedure voor een contract en de kenmerken van het SDR-product werden bepaald in 18 19
In de wet gedefinieerd als de periode van 1 november tot en met 31 maart. Artikel 7 quinquies §2,1° “elke gebruiker van het transmissie- of distributienet, individueel of geaggregeerd”
overleg met de marktspelers. Het doel dat wordt nagestreefd bestaat erin de aangeboden flexibiliteitsvolumes te maximaliseren en daarbij toch rekening houden met de technische beperkingen van de potentiële leveranciers en het zeer strakke tijdskader voor implementatie, zowel voor Elia als voor de potentiële leveranciers van deze laatste. De belangrijkste kenmerken van het SDR-product zijn:
De SDR wordt ter beschikking van Elia gesteld via afnames met een toegangspunt op het net van Elia, via een derde die meerdere netgebruikers samenvoegt (de aggregator) of rechtstreeks in de hoedanigheid van netgebruiker.
Hoewel de SDR een “reserve" wordt genoemd, wordt bij dit product niet constant een gewaarborgd volume aan vermogen ter beschikking gesteld van Elia. Dit zou inhouden dat men de SDR-leverancier zou aansporen om een hoog verbruiksniveau in stand te houden, wat het risico met betrekking tot de bevoorradingszekerheid mogelijk zou verergeren. De SDR-leverancier moet daarentegen, op vraag van Elia het globale niveau van zijn verbruik (al dan niet geaggregeerd) onder een contractueel bepaalde drempel houden. In dit kader worden geen boetes toegepast indien uit de controle op de beschikbaarheid van het product blijkt dat het verbruiksniveau lager ligt dan het contractueel bepaalde vermogen. Om de doeltreffendheid van het product te garanderen, m.a.w. om het risico met betrekking tot de bevoorradingszekerheid te beperken, werd daarom een certificeringsprocedure geïmplementeerd: het komt er op neer om op basis van historische gegevens te controleren of het globale verbruik (al dan niet geaggregeerd) wordt gekenmerkt door een verhoogd waarschijnlijk verbruik in de winter en vooral tijdens de kritieke periodes.
Er bestaan twee productvarianten (SDR_4 en SDR_12) die de volgende verschillen vertonen: o het maximaal aantal activaties per winterperiode (resp. 40 en 20); o de maximale duur per activatie (resp. 4 en 12 uur); o de minimale interval tussen twee opeenvolgende activaties (resp. 4 en 12 uur); o de gecumuleerde duur van alle activaties tijdens een winterperiode van maximaal 130 uur. Om het maximale flexibele volume aan te trekken werd, met instemming van de CREG, de deelname van eenzelfde toegangspunt aan meerdere producten voor de vraagzijde toegestaan. Deze combinatie wordt echter onderworpen aan een reeks voorwaarden om te vermijden dat dezelfde capaciteit (dezelfde MW) voor twee verschillende doeleinden gereserveerd wordt.
Om de deelname aan de vraagzijde te stimuleren, legde de procedure voor de aanleg van de 20 strategische reserve voor de winterperiode 2014-15 een minimaal SDR van 50MW vast . De volgende tabel geeft de aangeboden en gecontracteerde volumes weer voor de winterperiode 20142015.
Volume [MW]
20
2014-2015
- Vereist minimaal SDR
50
- SDR aangeboden
97
- SDR gecontracteerd
97
50 MW of het maximale totale volume van aangeboden SDR als dat minder dan 50MW bedraagt
Om de deelname van de SDR aan een deel van het volume bepaald door de minister niet te beperken, werd een wegingsysteem uitgewerkt voor het volledige volume van de strategische reserve die moet worden gecontracteerd om de SDR- en SGR- (“Strategic Generation Reserve”) volumes concurrentieel te maken. 2.4.3
Uitzonderlijke aanvullende volumes tertiaire reserve (ICH en R3DP)
Rekening houdend met de aangeboden volumes voor de ICH- en R3DP-producten voor het jaar 2015 en met het risico van een mogelijk elektriciteitstekort tijdens de winter 2014-2015, dat nog vergroot door de stillegging van de kerncentrales Doel 3 en Tihange 2, heeft Elia de minister en de CREG geïnformeerd over de mogelijkheid om een aanvullend volume aan ondersteunende diensten (ICH en R3DP) te contracteren. De levering van ondersteunende diensten via de R3DP- en ICH –producten langs de vraagzijde wordt jaarlijks gecontracteerd, voor een periode lopende van 1 januari tot 31 december 2015, terwijl de levering van de strategische reserve (SDR) van haar kant de winterperiode van 1 november 2014 tot 31 maart 2015 dekt. Op verzoek van de minister heeft Elia de verschillende leveranciers de mogelijkheid geboden om: o enerzijds, voor de periode van 1/1 tot 31/3/2015 de niet-geselecteerde R3DP- ent ICH-volumes voor 2015 aan te bieden, en o anderzijds, de R3DP- en ICH-volumes geselecteerd voor het jaar 2015 te vervroegen naar 1/11/2014 Dit is om uitzonderlijk een zo groot mogelijk bijkomend volume te contracteren, wetende dat de kost van de bijbehorende aanbiedingen onderworpen blijft aan de evaluatie door en de goedkeuring door de CREG.
Bijkomende volumes [MW]
ICH
R3DP21
2.4.4
nov - dec 2014
jan-maart 2015
63,9 (peak)
78,6 (peak)
120 (offpeak)
141,9 (offpeak)
112,6 (weekend)
134,6 (weekend)
68,9 (peak)
95,4 (peak)
68,9 (offpeak)
102,4 (offpeak)
Strategische reserve op basis van de vraagzijde voor de winterperiode 2015-2016
In 2014 heeft Elia op grote schaal zijn stakeholders geraadpleegd via Task Force en door middel van bilaterale vergaderingen om ervaringen van de marktspelers in te zamelen en het SDRproduct zo adequaat mogelijk te laten evolueren voor de winterperiode 2015-2016. De belangrijkste evoluties voorzien voor de winter 2015-2016 worden hieronder samengevat. Zij vullen de eerder opgesomde kenmerken aan.
21
Om het flexibiliteitspotentieel in de distributienetten te benutten, kan de SDR ook ter beschikking van Elia worden gesteld via afnames met een toegangspunt op het distributienet, via een derde die meerdere netgebruikers samenvoegt (de aggregator) of rechtstreeks in de hoedanigheid van netgebruiker.
Volume afhankelijk van de technische implementatie
Om in te spelen op de verschillende technische beperkingen waarmee de netgebruikers geconfronteerd worden, zijn de modaliteiten voor de afschakeling zodanig geëvolueerd dat er twee types producten worden voorgesteld voor de SDR, aangeboden vanaf een toegangspunt tot het Elia-net: o SDR DROP BY: de SDR-leverancier verbindt zich ertoe om in geval van activatie zijn verbruik te verminderen met een contractueel bepaald volume; o SDR DROP TO: de SDR-leverancier verbindt zich ertoe om in geval van activatie zijn verbruik te verminderen tot een contractueel bepaald niveau. Voor de SDR, vanaf een toegangspunt tot het distributienet, is alleen het aangeboden product SDR DROP BY mogelijk, voor zover de betrokken stakeholders geen belangstelling hebben betoond voor de afschakelingsmodus van het type DROP TO.
Bovenop de kenmerken van de SDR_4- en SDR_12-producten geldt het volgende maandelijkse plafond: o een gecumuleerde duur van activaties van maximaal 60 uur op een glijdend venster van 30 dagen.
Om een netgebruiker toe te laten om de SDR-reserve aan te bieden op één van zijn processen, implementeert Elia submeteringoplossingen. De submetering verwijst naar de meetsystemen die zich in de installaties achter de hoofdmeters van de netgebruiker bevinden, en die toelaten om kwartuurafnames te meten in één toegangspunt. Deze ontwikkeling volgt op een verzoek van alle stakeholders en moet toelaten om bijkomende flexibiliteitsvolumes vrij te maken die tot nu toe niet benut werden. De submeteringoplossingen worden in een eerste fase uitsluitend toegepast op de toegangspunten tot het Elia-net (inclusief Gesloten Distributienetten die rechtstreeks aangesloten zijn op het net van Elia). Parallel daarmee onderzoeken de distributienetbeheerders voor de volgende winterperiode om submetering op hun netten toe te passen.
De activatie van de SDR die rechtstreeks wordt geleverd vanaf de toegangspunten tot het Elia-net maakt het voorwerp uit van een neutralisatie van de perimeter van de BRP (zoals bij het ICHproduct). Bij gebrek aan nominaties en om pragmatische implementatieredenen, leidt de activatie van de SDR, geleverd vanaf toegangspunten tot het distributienet of op basis van submetering, niet tot een correctie van de evenwichtsperimeter van de BRP (zoals bij het R3DP-product).
2.5
Conclusies
De deelname van de vraagzijde aan de producten voor ondersteunende diensten, maar ook aan de energie- en balancingmarkten, blijft toenemen dankzij de evoluties in het markdesign, de permanente ontwikkeling van nieuwe producten en het opduiken van nieuwe spelers. De evoluties die plaatsvonden in 2014 of die voorzien zijn vanaf 2015/2016, met het doel het specifieke segment gekoppeld aan de vraagzijde te ontwikkelen en te faciliteren, bestaan uit:
de invoering door Belpex van intelligente producten die rekening houden met de technische beperkingen van industriële klanten; de invoering van het mechanisme van de strategische reserve en meer bepaald van specifieke producten langs de vraagzijde: o verschillende types SDR-producten (DROP BY en DROP TO), beiden opgesplitst in twee varianten (SDR_4 en SDR_12) die toelaten om de beperkingen van industriële klanten gedeeltelijk te dekken; o een SDR DSO-product dat de deelname van de vraagzijde langs de kant van het distributienet mogelijk maakt; o de mogelijkheid om, onder bepaalde voorwaarden, de deelname aan de strategische reserve en aan de ondersteunende diensten te combineren;
o
de invoering van een minimaal volume voor de strategische reserve, gereserveerd voor de vraagzijde; o de invoering van een wegingsysteem om de SDR- en SGR-volumes te laten concurreren voor het hele volume van de strategische reserve dat moet worden gecontracteerd; o de ontwikkeling van submeteringoplossingen die industriële klanten toelaten om de SDRreserve op geïsoleerde wijze aan te bieden op één van hun processen. de overstap naar contracten op korte termijn voor de primaire/secundaire reserve waardoor industriële klanten zich kunnen engageren voor periodes beperkt tot een maand; een verbetering en harmonisering van de operationele processen voor het R3DP-product om een grotere transparantie mogelijk te maken; de verhoging van het volume van de ondersteunende diensten (en meer bepaald R3DP) dat kan worden gedekt door de vraagzijde.
We stellen vast dat de volumes die worden aangeboden voor de ondersteunende diensten vanaf de vraagzijde (ICH en R3DP) tot nu toe niet werden beïnvloed door de introductie van een product voor de strategische reserve, bestemd voor de vraagzijde. De volumes die in 14-15 worden aangeboden voor SDR lijken dus daadwerkelijk afkomstig uit een nieuwe flexibiliteit die tot nu toe nog niet werd benut. We herinneren eraan dat goede tariefincentives een eenvoudig en krachtig middel zijn om een groot deel van de flexibiliteit te mobiliseren, met name via de leveringscontracten. Het lijkt er namelijk op dat het risico op een onevenwichtsprijs van 4500€/MWh voor de uren waarop de strategische reserve geactiveerd wordt, de ontwikkeling van flexibillilteitscontracten tussen verbruikers en leveranciers/ARP’s voor de winter 14-15 heeft aangemoedigd (maar de proporties ervan zijn moeilijk te berekenen). De integratie van de vraagzijde in de markt roept een aantal complexe en uiteenlopende vragen op. Zij hebben zowel betrekking op het principiële als op het operationele luik. Hier volgen enkele van de huidige uitdagingen en discussiepunten: -
-
-
-
-
Hoe kan men de vraagzijde aanmoedigen om deel te nemen aan de groothandel zonder een specifiek mechanisme om capaciteit te reserveren – en hoe kan men deze deelname ramen? De nood aan verduidelijking van de rollen in de markt en van de interacties tussen de marktspelers (zo is de aggregator die binnen eenzelfde aanbod een aantal uiteenlopende flexibiliteitsmiddelen samenvoegt bv. een typische nieuwe marktspeler); Het adequate beheer van de impact op de perimeter van een BRP bij een activatie van een flexibiliteitsproduct, evenals de vergoeding voor de energie geleverd door de leverancier(s) en dit afhankelijk van het beoogde flexibiliteitsegment; De nood aan een akkoord over de inhoud van de uit te wisselen informatie en over het ogenblik waarop deze informatie noodzakelijk is voor het uitvoeren van de flexibilteitstransacties (men moet voorkomen dat een BRP acties onderneemt om een onevenwicht in zijn perimeter op te lossen terwijl dit bv. het gevolg is van een activatie door Elia); De complexiteit van de implementatie door het grote aantal aan betrokken spelers, inclusief de problemen om de behoeften enerzijds en de mogelijke oplossingen (individuele technische beperkingen) anderzijds op elkaar af te stemmen; Het beheer van de impact van een oproep tot flexibiliteit op de exploitatie van de netten.
Een pragmatische en geleidelijke ontwikkeling op basis van de feedback van ervaringen en de raadpleging van de markt is absoluut noodzakelijk, niet alleen om de verschillende bovengenoemde complexe vragen correct te benaderen, maar ook om de netgebruikers enerzijds toe te laten om het resultaat van hun deelname aan de energiemarkt en de nieuwe producten te begrijpen en te evalueren, en zich anderzijds (zowel contractueel als operationeel) aan te passen aan de voorgestelde evoluties.
