Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014

Transcriptie

1 Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014 april 2013 Volgens artikel 233 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe April 2013 Blz 1 van 37

2 Inhoud 1 LIJST MET TABELLEN LIJST MET FIGUREN DOEL VAN HET DOCUMENT SAMENVATTING TOEPASSING VAN DE METHODEN VOOR HET JAAR Primaire Reserve Parameter Ci bepalen Sourcing van R Relatie tussen beschikbaar primair regelvermogen en de veiligheid van het systeem Dimensionering Primaire Reserve Internationale sourcing Samenstelling van de verschillende R1 producten Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve Dimensioneringsparameters voor Geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie Bepaling van de voorspellingshorizonten en periodes Parameters voor de dimensionering van de Secundaire plus de Tertiaire reserve Uitval van centrales Baseline Residuele globale voorspellingsfout wind- en PV-productie Globale onevenwicht gebruikt voor de dimensionering van de R2+R Parameters voor de dimensionering van de Secundaire reserve Vooropgestelde waarschijnlijkheden van ontoereikendheid (Pdef) Toegelaten Pdef R2+R3 voor het standaard en het globale systeem Toegelaten Pdef R Bepaling van de secundaire en tertiaire reservevolumes voor Bepaling verschil Secundaire plus Tertiaire Reserve (R2+R3) noodzakelijk voor het standaard en het globale systeem Bepaling volumes secundaire reserves Dimenserionering van de R2+R3 en bepaling van de R3 voor het standaard systeem Sourcing Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve Secundaire Reserve Gecontracteerd secondaire reservevermogen bij Belgische producenten voor Tertiaire Reserve Portefeuille van tertiaire middelen voor 2014 voor het standaard systeem Bijkomende reserves voor het globale systeem: Uitval van de grootste centrale in het systeem: Opvolging van beschikbare reserves om de N-1 situatie op te vangen LIJST MET REFERENTIES April 2013 Blz 2 van 37

3 1 Lijst met tabellen Tabel 1: vergelijking reservevolumes voor 2013 en Tabel 2: overzicht primaire reserves Tabel 3: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan wind-productie ten opzicht van capaciteit beschouwd in de baseline (2012). 16 Tabel 4: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan PV-productie ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline (2012) 17 Tabel 5: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende wind-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling meting) 22 Tabel 6: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling meting) 23 Tabel 7: gemiddelde maandelijkse standaarddeviatie van de ACE op kwartierbasis (en target), alsook de theoretische Pdef van de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen 26 Tabel 8: overzicht secundaire reserves April 2013 Blz 3 van 37

4 2 Lijst met figuren Figuur 1: asymmetrisch primair opregelvermogen bij industriële afnames Figuur 2: asymmetrisch (complementair) primair afregelvermogen bij producenten Figuur 3: symmetrisch (complementair) primair regelvermogen bij producenten Figuur 4: kansverdeling voor verlies aan vermogen door de uitval van een centrale (standaard en globaal systeem) Figuur 5: Baseline gebruikt voor de dimensionering van de reserves voor Figuur 6: distributies van de resulterende incrementele intraday forecast errors van bijkomende wind- en PV-productie in 2014 ten opzichte van de beschouwde baseline (2012) Figuur 7: waarschijnlijkheid Y% dat een negatief onevenwicht groter dan X MW zich voordoet Figuur 8: cumulatieve distributie van de absolute volatiliteit van de verschillende factoren voor de R2 dimensionering Figuur 9:frequentie en duur van positieve onevenwichten continu groter dan 200 MW respectievelijk 300 MW Figuur 10: Evolutie van het systeemonevenwicht, automatische en manuele regelacties Figuur 11: bepaling verschil R2+R3 noden tussen standaard en globaal systeem Figuur 12: dimensionering van de R2 voor Figuur 13: beschikbaarheid van R2+R3 producten voor het standaard systeem Figuur 14: dimensionering van de R2+R3 voor het standaard systeem April 2013 Blz 4 van 37

5 3 Doel van het document Dit document beantwoordt aan de verplichting bepaald in artikel 233 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna TR ). Dit Koninklijk Besluit is in werking getreden op 28 december Artikel 233 van het TR bepaalt: De netbeheerder evalueert en bepaalt het primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het resultaat aan de commissie mee ter goedkeuring. Artikel. 231, 2. van het TR bepaalt: De netbeheerder bepaalt de primaire, secundaire en tertiaire reserves rekening houdend met het hulpvermogen voor de installaties van kwalitatieve warmtekrachtkoppeling van minder dan 20 MW aangesloten op het transmissienet, het lokaal transmissienet of het distributienet. In onderhavig document is de toepassing opgenomen voor het jaar 2014 van het gedeelte van de methoden waarvan Elia de toepassing voorgesteld heeft in haar document Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen (Ref. [1]). Elia wenst toe te lichten dat haar evaluatiemethode voor de bepaling van de nodige primaire, secundaire en tertiaire reserves erop gericht is een redelijke balans te vinden tussen de kostprijs van deze reserves en de bedrijfszekerheid van het Belgische en ENTSOe geïnterconnecteerde elektrische systeem. April 2013 Blz 5 van 37

6 4 Samenvatting Primaire reserve Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerd symmetrisch en continu primair reservevolume ter waarde van 96 MW 1 (cijfer te bevestigen in oktober na actualisatie door ENTSOe). Elia zal dit vermogen betrekken bij producenten en/of industriële klanten in de Belgische regelzone en/of aankopen in het buitenland. De day-ahead secundaire markt voor primaire reserves voor producenten dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen primaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen 2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Elia zal op basis van day-ahead nominaties verifiëren dat de dienst steeds ter beschikking wordt gesteld. Een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier dat dit niet het geval is. Secundaire reserve Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerd symmetrisch en continu secundair reservevolume ter waarde van 140 MW, te contracteren op productie-eenheden binnen de Elia regelzone. De day-ahead secundaire markt voor secundaire reserves voor producenten dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen secundaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen 2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Elia zal op basis van day-ahead nominaties verifiëren dat de dienst steeds ter beschikking wordt gesteld. Een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier dat dit niet het geval is. Tertiaire reserve Elia vraagt de goedkeuring voor een gecontracteerde tertiair reservevolume ten bedrage van 661 MW, waarvan: Een totale som van 400 MW R3 te betrekken als een combinatie van: maximaal 400 MW 3 R3 productie op productie-eenheden die zich binnen de Elia regelzone situeren en dit met een continue beschikbaarheid. De oprichting van een day-ahead secundaire markt voor R3 productie dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen tertiaire reserve, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen 2 in geval van de uitval of onderhoud van een centrale of omwille van economische redenen. 1 De ENTSO-E aanbeveling voor het volume R1 voor 2014 was nog niet gekend bij het samenstellen van dit dossier. Daarom vermelden we hier voor 2014 ter indicatie de gemiddelde waarde van de door ENTSOe aanbevolen R1 volumes voor de periode Deze waarde zal echter nog veranderen. Elia verbindt zich ertoe de door ENTSOe aanbevolen R1 volume voor 2014 aan te kopen (pas gekend rond eind oktober 2013). 2 Met overdracht van volledige contractuele rechten en plichten met betrekking tot het getransfereerd volume. April 2013 Blz 6 van 37

7 maximaal 50 MW 3 (van deze 400MW) R3 dynamisch profiel en dit met een continue beschikbaarheid. Dit nieuwe R3 product werd ontworpen om de flexibiliteit van afnames beter te capteren, met inbegrip van de flexibiliteit van geaggregeerde afnames in distributienetten, maar is ook opengesteld naar eventuele andere aanbieders. De mogelijkheid tot contracteren van dit product voor 2014 is onderworpen aan volgende voorwaarden: o o o een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders, waarvoor de besprekingen nog lopende zijn bij het indienen van dit dossier; goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels; de eigenlijke selectie van dit product zoals beschreven in de balancing regels 3. Indien omwille van bovenstaande voorwaarden blijkt dat het contracteren van dit product voor 2014 niet mogelijk is, zal Elia het beschouwde volume vervangen door R3 productie. Een totaal van 261 MW 4 te betrekken onder de vorm van afschakelbare afnamen ICH. Bovenstaande verdeling van de R3 volumes is onder voorwaarde dat de marktpartijen voldoende volumes aanbieden aan de TNB. Daarnaast zal Elia, indien zou blijken dat het contracteren van het R3 dynamisch profiel -product voor 2014 niet mogelijk is omwille van bovenstaande voorwaarden, het beschouwde volume vervangen door R3 productie. Elia zal op basis van day-ahead nominaties (R3 productie) en meetgegevens (ICH en R3 dynamisch profiel) verifiëren of de gecontracteerde beschikbaarheid gerespecteerd wordt. Een systeem van penaliteiten is van toepassing wanneer dit niet het geval is. Tabel 1 vergelijkt de reservevolumes voor 2013 en 2014: Gecontracteerde Primaire regeling Gecontracteerde Secundaire regeling (Automatisch) 91 MW 1 96 MW 1 (te bevestigen) 140 MW 140 MW 3 Elia verbindt zich ertoe een totale som van 400 MW R3 aan te kopen op de producten R3 productie en R3 dynamisch profiel. De selectieprocedure voor deze volumes zal beschreven worden in de balancing rules die Elia zal indienen in het kader van artikel 159, 1 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. De mogelijkheid tot contracteren van het product R3 dynamisch profiel voor 2014 is tevens onderhevig aan een akkoord met de betrokken distributienetbeheerders en de goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels. Indien het contracteren van dit product onmogelijk blijkt voor 2014 omwille van voorgaande voorwaarden zal Elia de beschouwde volumes vervangen door R3 productie. 4 Op basis van historische waarnemingen wordt hiermee een beschikbaarheid van 80% beoogd. Voor de technische dimensionering van de volumes zelf gaat Elia uit van een beschikbaarheid gebaseerd op de geobserveerde beschikbaarheid in 2012 (zie verder). April 2013 Blz 7 van 37

8 Gecontracteerde Tertiaire Reserve (Manueel) 661 MW voor evenwichtsverstoringen waarvan: 400 MW R3 productie 261 MW afschakelbare afnamen ( ICH ) tijdens meerdere tijdsblokken 661 MW voor evenwichtsverstoringen waarvan: Een totaal van 400 MW als: Maximaal 400 MW R3 productie Maximaal 50 MW (van bovenvermelde 400MW) R3 dynamisch profiel (afhankelijk van akkoord met betrokken distributienetbeheerders, goedkeuring van de relevante wijzigingen in de balancing regels en selectie van dit product zoals beschreven in balancing regels). Een totaal van 261 MW afschakelbare afnamen ( ICH ) tijdens meerdere tijdsblokken Tabel 1: vergelijking reservevolumes voor 2013 en 2014 April 2013 Blz 8 van 37

9 5 Toepassing van de methoden voor het jaar Primaire Reserve De methode die toegepast wordt voor de bepaling van de primaire reserve voor 2014 is degene beschreven in sectie 5.2 van Ref. [1]. Het aandeel in de totale primaire regeling per land dat lid is van ENTSOe wordt bepaald à rato van de geproduceerde netto energie op jaarbasis, en bedraagt: Ci x 3000 MW Parameter Ci bepalen 2014 De factor C i wordt door ENTSOe jaarlijks bepaald en bekend gemaakt omstreeks de maand oktober, wat betekent dat per april 2013 het exacte benodigde volume voor België voor het jaar 2014 nog niet gekend is. Bij een in 2014 ongewijzigde synchrone ENTSOe-zone, ten opzichte van 2013, kan het volume van de primaire reserve steeds af- of toenemen zoals tot nu elk jaar het geval was. Elia gebruikt daarom voor 2014 als voorlopige richtwaarde de gemiddelde waarde van de benodigde R1 volumes voor de laatste 4 jaren. Deze gemiddelde waarde bedraagt 96 MW 1 R1. Het benodigde R1 volume voor 2014 dient eind oktober 2013 bevestigd te worden na actualisatie door ENTSOe Sourcing van R1 Elia wenst voor 2014 een volume van 96 MW 1 (te bevestigen eind oktober 2013 na actualisatie door ENTSOe) aan primaire reserves te contracteren. De day-ahead secundaire markt voor primaire reserves voor producenten 5 dient de marktwerking te faciliteren en aan alle (zowel bestaande als nieuwe) marktpartijen toe te laten de ter beschikking te stellen primaire reserves, waarvoor zij contractueel verantwoordelijk zijn, te betrekken bij andere marktpartijen² in geval van uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen. Een mechanisme van penaliteiten, op basis van day-ahead nominaties, zal producenten ertoe aanzetten de day-ahead secundaire markt te gebruiken in geval van uitval of onderhoud van een R1 centrale (of om economische redenen) en zo steeds het vermogen ter beschikking te stellen van Elia. Hierdoor wordt het verlies aan primaire reserves door een uitval van een centrale tijdens dag D beperkt in de tijd. Daarnaast zet het penaliteitensysteem elke ARP ertoe aan om voor zover mogelijk- het verlies aan primair reservevermogen tijdens dag D zo snel mogelijk op te vangen op andere eenheden binnen zijn productiepark. Om het risico op verlies van R1 te beperken, vereist Elia daarnaast dat de leveranciers zich engageren niet meer dan 50 MW R1 aan te bieden (bij de nominatie in D-1) op een enkele centrale indien zij niet de mogelijkheid hebben om, in geval van verlies van een centrale, de bewuste R1 beschikbaar te stellen op andere eenheden binnen een periode van maximaal 6 uur na de bewuste uitval. Zoals reeds het geval voor 2013 zal Elia wederom een gedeelte van de primaire reserves trachten te betrekken bij industriële klanten, al dan niet onder geaggregeerde vorm. Ten einde het verlies aan primaire reserve bij de onbeschikbaarheid van een industriële klant te beperken zal Elia het volume R1 per industriële site beperken tot een maximum van ongeveer 25 MW, daar Elia nog bijkomende ervaring dient in te winnen met betrekking tot de beschikbaarheid van de verschillende individuele industriële aanbieders van deze dienst. 5 Er wordt geen secundaire markt opgezet voor R1 geleverd door industriële klanten gezien de beperkte hoeveelheid gecontracteerd vermogen en aanbieders en de hiermee gepaard gaande beperkte liquiditeit voor dit product. April 2013 Blz 9 van 37

10 Daarnaast zal Elia de mogelijkheid beschouwen om primaire reserves uit het buitenland te betrekken. Elia zal hierbij de geldende ENTSOe regels [2], alsook het maximaal te betrekken vermogen, vastgelegd door de buitenlandse TNB respecteren. Elia heeft een akkoord met RTE dat het mogelijk maakt om maximaal 30 MW primaire reserves te betrekken uit de regelzone van RTE. Elia heeft voor het jaar 2013 al gebruik gemaakt van deze optie en aldus 30 MW R1 aangekocht bij Franse producenten. De verantwoordelijkheid voor het ter beschikking stellen van deze reserves, alsook de controle hiervan, valt onder de bevoegdheid van RTE. Elia zal voor 2014 een tendering organiseren voor primaire reserves bij de Franse producenten. Te contracteren volume: 96 MW 1 (te bevestigen in oktober na actualisatie door ENTSOe) Te betrekken bij: Voor 2014 beschouwt Elia de mogelijkheid dit volume te betrekken bij verschillende bronnen: Producenten in de Belgische regelzone: o o Maximaal 100% van het benodigde R1 volume; De leverancier mag maximaal 50 MW R1 aanbieden per centrale in D-1 indien hij niet over de middelen beschikt om, in geval van de uitval van de centrale, de R1 binnen een redelijke termijn (6 uur) beschikbaar te maken op andere eenheden. Industriële klanten (al dan niet onder geaggregeerde vorm): o Maximum 50% van het benodigde R1 volume 6 ; o Maximum van ongeveer 25 MW per industriële site. Producenten in het buitenland: o o o Elia zal hierbij de geldende ENTSOe regels [2] respecteren; Het maximale volume wordt bepaald door de buitenlandse TNB; Elia heeft een akkoord met RTE voor de aankoop van max. 30 MW R1 in de regelzone van RTE. Controle terbeschikkingstelling van primaire reserves: Op basis van day-ahead nominaties voor R1 productie (niet voor R1 in buitenland) en op basis van meetgegevens voor R1 bij industriële klanten. Voor R1 productie: een systeem van penaliteiten is van toepassing voor elk kwartier waar het gecontracteerde vermogen niet ter beschikking 6 Omwille van het feit dat de activering van R1 bij industriële klanten pas start vanaf een frequentie-afwijking groter dan 100 mhz is dit het maximale aandeel. De ENTSOe regels [2] stellen immers dat 50% van de R1 reeds geactiveerd dient te zijn bij een frequentie-afwijking van 100 mhz. April 2013 Blz 10 van 37

11 gesteld wordt. De penaliteit moedigt het gebruik van de secundaire markt aan. Voor R1 bij industriële klanten is een systeem van penaliteiten van toepassing in geval het gecontracteerde vermogen niet ter beschikking wordt gesteld. Controle op activering van primaire reserves: Op basis van meetgegevens Systeem van penaliteiten in geval van niet conforme activering van de primaire reserves 7. Tabel 2: overzicht primaire reserves Relatie tussen beschikbaar primair regelvermogen en de veiligheid van het systeem Elia wenst te benadrukken dat de day-ahead secundaire markt voor primaire reserves producenten toelaat om primaire reserves te betrekken bij andere marktpartijen in geval van uitval of onderhoud van een centrale of om economische redenen 2. Desondanks blijft het mogelijk dat Elia tijdens bepaalde periodes over minder dan 96 MW 1 (te bevestigen) aan primaire reserves beschikt. Dit is bijvoorbeeld het geval bij de onbeschikbaarheid van een industriële klant of bij de uitval van een R1 centrale tijdens dag D. Dit verlies wordt: Voor R1 bij producenten: o o beperkt in de tijd door de oprichting van een secundaire markt voor primaire reserves; en beperkt in volume in geval de leverancier van de dienst geen mogelijkheid heeft de verloren R1 binnen een redelijke termijn tijdens dag D te herstellen binnen zijn eigen portefeuille. Voor R1 bij industriële klanten: o beperkt in volume door beperking van het gecontracteerde volume per site bij industriële klanten. Deze situatie is gelijkaardig bij de andere Europese TNB s en men kan aannemen dat een momentaan tekort door één netbeheerder op dat ogenblik wordt gecompenseerd door een overschot bij een andere netbeheerder Dimensionering Primaire Reserve 2014 De dimensionering van de primaire reserves vindt plaats op ENTSOe niveau en bepaalt de jaarlijkse individuele behoeften aan primaire reserves voor alle TNB s binnen het synchrone net. Als gevolg hiervan doet Elia in het kader van operationele planning niet meer aan extra behoeftebepaling ter zake. 7 Een uitzondering is voorzien voor de periode net na de uitval van een R1 productie-eenheid. De duurtijd van deze periode hangt af van het feit of de producent de mogelijkheid heeft om de primaire reserves beschikbaar te maken op een andere eenheid binnen zijn park (uitzondering voor periode van 6 uur) of enkel om de primaire reserves op de secundaire markt te kopen bij andere producenten (uitzondering voor periode tot na toegang tot de secundaire markt). Om aanspraak te maken op deze uitzondering dient de ARP aan te tonen dat hij correct gehandeld heeft. Er is geen uitzondering voorzien voor de controle van de terbeschikkingstelling van de primaire reserves. April 2013 Blz 11 van 37

12 Dit betekent operationeel dat er maar één criterium is, gevolgd door activering en ervaringsbeheer op basis van controles Internationale sourcing Op vlak van aankooppolitiek heeft Elia in het verleden de optie om primair reservevermogen te contracteren buiten de eigen regelzone mogelijk gemaakt. Elia heeft met name moeten vaststellen dat er een schaarste is op de Belgische markt wat betreft contractueel aangeboden primaire reserve. De sourcing van primaire reserve in het buitenland biedt opportuniteiten in dat opzicht omwille van het feit dat het de markt verruimt. Er dient daarbij te worden opgemerkt dat in tegenstelling tot de secundaire en tertiaire reserves het feit van eventueel primaire reserves aan te kopen buiten de eigen regelzone niet noodzakelijk betekent dat het vermogen fysisch getransporteerd wordt naar de eigen zone. Bij activering vloeit de R1 immers van de zone waar het vermogen ter beschikking gesteld wordt naar de zone waar zich een tekort aan vermogen voordoet. Bovendien hoeft hiertoe geen grenscapaciteit gereserveerd te worden en wel omdat de meeste activeringen gebeuren voor het compenseren van verscheidene onevenwichten overal in het ENTSOe-net en dat de stromen die hiermee gepaard gaan reeds impliciet voorzien zijn in de TRM-marge. Het contracteren van primaire reserve buiten de eigen regelzone wijzigt dit niet. Alleen zou voor een storing in België de activering in het buitenland enkele tientallen MW meer vermogen leveren dan wanneer het Belgische aandeel in de ENTSOeregeling binnen de Belgische zone zou geactiveerd worden. Volgens de ENTSOe Beleid 1 is het toegelaten om de R1 bijdrage van een controlegebied te verhogen met 30% van de initiële R1 bijdrage van de regelzone 8 om een deel van de verplichtingen van een andere regelzone te dekken. Elia heeft in de loop van 2011 besprekingen opgestart met RTE, om te onderzoeken wat de mogelijkheden zijn voor R1 sourcing vanuit centrales die gelegen zijn in Frankrijk. Deze inspanningen hebben tot een akkoord geleid met RTE, echter, zoals ook gebleken is uit de resultaten van de aanbesteding voor 2012, zonder garantie om via deze weg aantrekkelijkere prijzen te bekomen. Voor 2013 werd wel gebruik gemaakt van deze optie daar Elia 30 MW R1 aangekocht heeft bij Franse producenten. De limiet voor zulke sourcing is vastgesteld op 30MW. Zoals bepaald in het beleid 1 van het ENTSOe operationele handboek (AS-3.4) [2] neemt RTE, als reserve leverende TNB, de verantwoordelijkheid over van Elia voor dit gedeelte van de R1 (levering, controle, ). Het akkoord bepaalt ook de financiële transacties tussen Elia en RTE. Net als voor 2012 en 2013 zal Elia ook voor 2014 producenten met centrales gelegen in Frankrijk de mogelijkheid geven om primaire reserves aan te bieden. Elia zal hierbij de limiet van 30 MW, opgelegd door RTE respecteren Samenstelling van de verschillende R1 producten Sinds 2013 voorziet Elia de mogelijkheid om een gedeelte van het primair reservevermogen in 2013 beperkt tot maximaal 30%- te betrekken bij industriële afnemers ter vervanging van een gedeelte van het volume te voorzien door de klassieke producenten. Elia stelt voor om het aandeel van deze reserves voor 2014 uit te breiden tot maximaal 50% van het gecontracteerde volume aan primaire reserves. In dit kader heeft Elia in 2008 het concept van primaire regeling uitgevoerd door afnemers binnen ENTSOe verdedigd waardoor het operationele handboek beleid 1 [2] definitief werd aangepast in versie 3 van Deze nieuwe versie beperkt primaire regeling niet langer als een dienst die enkel door productie-eenheden mag geleverd worden maar erkend nu dat primaire regeling eveneens kan geleverd worden aan belastingszijde. In 2007 en 2008 waren er enkele industriële klanten betrokken bij analyses om de haalbaarheid van "R1-klanten" te onderzoeken. Omwille van de economische crisis, en daaruit volgend een verminderde interesse van industriële afnemers, hebben deze analyses niet tot concrete besluiten kunnen leiden. 8 Indien 30% van de initiële R1 bijdrage kleiner is dan 90 MW, wordt deze waarde gelijkgesteld aan 90 MW. April 2013 Blz 12 van 37

13 In 2010 werd een taskforce opgericht met enkele industriële klanten om de optie van R1 levering door industriële afnames te analyseren. De belangrijkste resultaten van deze taskforce waren dat: deze industriële klanten in staat zijn om hun processen op constante basis aan te sturen voor levering van primaire reserves, conform de eisen gesteld met betrekking tot reactietijd, weliswaar mits enkele beperkingen: o de mogelijkheid beperkt zich in hoofdzaak tot het afregelen van belasting (dus asymmetrisch) o de verstoring van hun processen dient, om technische redenen, beperkt te zijn in aantal (dus met een reactie enkel bij grotere frequentieafwijkingen). De industriële klanten zijn bereid deze dienstverlening permanent aan te bieden. In dit kader werd besloten een lineair, asymmetrisch R1 product te ontwikkelen voor industriële afnames, met volgende eigenschappen (zie Figuur 1): De levering van R1 is asymmetrisch, en is in dit geval enkel van toepassing in geval van een frequentie lager dan 50 Hz, wat betekent dat de afname van de industriële klanten in zulk geval verminderd dient te worden. Om het aantal activeringen per jaar te beperken dient de dienst enkel ter beschikking gesteld te worden vanaf een bepaalde frequentie-afwijking (-100 mhz). De dienst is lineair, wat betekent dat het de vermogensvermindering proportioneel ter beschikking gesteld dient te worden tussen een frequentie-afwijking van -100 mhz (start activering) en -200 mhz (volledige activering). Daar de ENTSOe verplichting een symmetrische levering van primaire reserves vereist, volstaat het echter niet om het volume aan primaire reserves dat zou gecontracteerd worden bij industriële klanten in mindering te brengen van het volume aan primaire reserves te contracteren bij klassieke producenten, maar moet er een asymmetrisch volume (tegenovergesteld aan dat van industriële klanten) gecontracteerd worden om het totaal pakket symmetrisch te houden (zie Figuur 2). Vanuit economisch standpunt is Elia de mening toegedaan dat het contracteren van primaire reserves voor asymmetrisch afregelen van productiecentrales bij voorkeur moet gebeuren op basislast centrales (vermijden van must run kosten). Voorts stelt ENTSOe dat de activering lineair dient plaats te vinden tussen een frequentieafwijking van 0 mhz en ±200 mhz. Aangezien de activering van R1 door industriële klanten, en het complementerende asymmetrische deel bij producenten, slechts begint vanaf een bepaalde frequentie-afwijking (±100 mhz), dient ook een symmetrisch R1 product te worden aangekocht dat eenzelfde R1 vermogen reeds geactiveerd heeft bij eenzelfde frequentie-afwijking (±100 mhz) (zie Figuur 3). Dit houdt ook in dat het maximale vermogen van (asymmetrische) R1 dat betrokken kan worden bij industriële afnames (en producenten) beperkt is tot 50% van het totale primaire regelvermogen. Daarnaast kan het R1 vermogen aangevuld worden met het klassieke, symmetrische R1 product met een lineaire activering tussen 0 en ±200 mhz. Alles in overweging nemend onderneemt Elia acties om volgende combinatie in 2014 mogelijk te maken: maximaal 50% 6 van onze primaire reserves voor opregelen contracteren bij de industriële klanten (al dan niet onder geaggregeerde vorm), asymmetrisch, met een reactie beginnend bij -100mHz. Het volume R1 wordt hierbij beperkt tot ongeveer 25MW per industriële site om het risico op verlies aan R1 vermogen door de onbeschikbaarheid van een industriële klant te beperken, daar Elia nog bijkomende ervaring dient in te winnen met betrekking tot de beschikbaarheid van de verschillende individuele industriële aanbieders van deze dienst (Figuur 1). April 2013 Blz 13 van 37

14 Figuur 1: asymmetrisch primair opregelvermogen bij industriële afnames eenzelfde volume dan het opregelvolume bij industriële afnemers contracteren bij producenten, asymmetrisch, met een reactie beginnend bij +100mHz (Figuur 2). Figuur 2: asymmetrisch (complementair) primair afregelvermogen bij producenten eenzelfde volume dan het asymmetrische opregel-, respectievelijk afregelvolume bij industriële afnames en productie-eenheden te betrekken als symmetrisch primair regelvermogen bij productie-eenheden, waarbij een volledige activering bij een afwijking van ±100 mhz vereist is (Figuur 3). Figuur 3: symmetrisch (complementair) primair regelvermogen bij producenten April 2013 Blz 14 van 37

15 De combinatie van bovenstaande producten resulteert in een symmetrisch primair regelvermogen conform met de ENTSOe richtlijnen. Elia zal voor 2014 echter ook de mogelijkheid beschouwen om klassiek, symmetrische primair regelvermogen, met lineaire activering tussen een frequentieafwijking van respectievelijk 0 mhz en ±200 mhz te contracteren bij producenten en dit ten belope van maximaal 100% van het primaire regelvermogen. Dit product zal zowel aangeboden kunnen worden door buitenlandse (Franse) als binnenlandse producenten. Elia laat deze mogelijkheid open voor het geval de industriële afnames of producenten (respectievelijk asymmetrisch opregel- en afregelvermogen) minder dan 50% van het primaire regelvermogen aanbieden, en/of indien zou blijken dat de optie om een gedeelte van het primair regelvermogen aan te kopen als klassiek primair regelvermogen economisch interessanter zou zijn dan het regelvermogen te voorzien als combinatie van de 3 bovenstaande producten. Elia zal voor 2014 dus 4 verschillende R1 producten toelaten: Asymmetrisch opregelvermogen bij industriële afnames, al dan niet onder geaggregeerde vorm. De activering dient te starten bij een frequentie-afwijking van -100 mhz met volledige activering bij een afwijking van -200 mhz (max. 50% van totale R1 volume); Asymmetrische afregelvermogen bij producenten. De activering dient te starten bij een frequentie-afwijking van +100 mhz met volledige activering bij een afwijking van +200 mhz (max. 50% van totale R1 volume); Symmetrisch regelvermogen bij producenten met volledige (lineaire) activering op ±100 mhz (max. 50% van totale R1 volume); Symmetrisch regelvermogen bij producenten met volledige (lineaire) activering op ±200 mhz (max. 100% van totale R1 volume). Hierbij dient opgemerkt te worden dat het volume van de eerste drie producten uit bovenstaande lijst identiek dient te zijn om de ENTSOe aanbevelingen te respecteren. Enkel bij het laatste product is er de mogelijkheid voor eventuele buitenlandse levering. April 2013 Blz 15 van 37

16 5.2 Secundaire Reserve en Tertiaire Reserve De methode die toegepast wordt voor de bepaling van de secundaire en tertiaire reserve voor 2014 is degene beschreven in hoofdstuk 6 van Ref. [1]. Onderstaande paragrafen gaan verder in op de toepassing van deze methode Dimensioneringsparameters voor Geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie Net zoals tijdens de laatste jaren zal de geïnstalleerde capaciteit aan fotovoltaïsche (PV) en windenergie in het elektriciteitsnet de komende jaren sterk toenemen. De productie van deze eenheden heeft, in tegenstelling tot de klassieke gecentraliseerde centrales, een variabel karakter en is slechts tot op een zeker niveau voorspelbaar. De voorspellingsfouten op de productie van wind- en zonne-energie introduceren daardoor bijkomende onevenwichten in het systeem die in rekening genomen dienen te worden bij het dimensioneren van de reserves. Om deze bijkomende systeemonevenwichten in te kunnen schatten dient Elia te beschikken over gegevens van de huidige geïnstalleerde capaciteit aan wind- en PV-productie en een inschatting van de capaciteit voor de toekomst. Elia heeft gedurende de laatste jaren, o.a. in het kader van het opzetten van een eigen D-1 geaggregeerde windvoorspelling 9 voor ARPs en andere netgebruikers, grote inspanningen gedaan om een goede inschatting te bekomen voor de geïnstalleerde capaciteit aan windenergie. Verder is er een project lopende om automatisch informatie te ontvangen van de DNB s betreffende de geïnstalleerde capaciteit aan windenergie in hun netten. Tabel 3 geeft, op basis van voor Elia beschikbare informatie, een inschatting van het bijkomend geïnstalleerd vermogen aan totale wind-productie voor de periode tussen (in zowel het transmissie- als distributienet). Het is echter onvermijdelijk dat deze waarden veranderen in functie van de realisatie van de toekomstige projecten en herziening van de beschikbare gegevens met betrekking tot de geïnstalleerde capaciteit Jan Feb Mrt Apr Mei Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Onshore wind Offshore wind Tabel 3: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan wind-productie ten opzicht van capaciteit beschouwd in de baseline (2012) 10. Voor 2013 en 2014 verwacht Elia een lineaire groei van onshore wind van ongeveer 132 MW per jaar (264 MW in totaal), waardoor de totale geïnstalleerde capaciteit tegen eind MW zou bedragen. Het bijkomend volume aan offshore windenergie ten opzichte van eind 2012 zou 237 MW bedragen tegen het einde van 2013 en 483 MW tegen eind Eind 2014 zou de totale geïnstalleerde capaciteit 862 MW bedragen. In totaal verwacht men dus een sterke stijging van het geïnstalleerde vermogen aan windenergie met ongeveer 54% in de periode eind 2012 eind Elia website: 10 Voor offshore wind tonen deze waarden, op maandelijkse basis, de toename aan geïnstalleerde capaciteit aan windproductie in 2014 ten opzicht van dezelfde maand in In 2012 zelf steeg de geïnstalleerde capaciteit immers van 195 MW naar 379,5 MW. April 2013 Blz 16 van 37

17 Tabel 4 geeft, op basis van voor Elia beschikbare informatie, een inschatting van het bijkomend geïnstalleerd vermogen aan PV-productie voor de periode tussen Het is echter onvermijdelijk dat deze waarden veranderen in functie van de realisatie van de toekomstige projecten en herziening van de beschikbare gegevens met betrekking tot de geïnstalleerde capaciteit Jan Feb Mrt Apr Mei Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec PV Tabel 4: bijkomende geïnstalleerde capaciteit aan PV-productie ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline (2012) Voor 2013 en 2014 verwacht Elia een lineaire groei van onshore wind van ongeveer 480 MW per jaar (960 MW in totaal). Eind 2014 zou de totale geïnstalleerde capaciteit 2750 MW bedragen. In totaal verwacht men dus een sterke stijging van het geïnstalleerde vermogen aan PV productie met, net zoals voor windproductie, ongeveer 54% in de periode eind 2012 eind Zoals reeds vermeld in [1] is het belangrijk te stellen dat de dimensioneringsmethode enkel onevenwichten beschouwt door voorspellingsfouten veroorzaakt door bijkomende capaciteit aan geïnstalleerde wind en PV-prodctie ten opzichte van de beschouwde baseline voor onevenwichten (2012). Dit betekent dat het model geen rekening houdt met eventuele structurele onevenwichten veroorzaakt door een gebrek aan (geactiveerde) flexibiliteit in het net om de variabele productie van wind- en PV-productie op te vangen. Er wordt dus verondersteld dat ARPs hun verantwoordelijkheid [4] om het evenwicht van hun perimeter te garanderen op 15 minuten basis ten volle vervullen Bepaling van de voorspellingshorizonten en periodes Dit model is in principe bruikbaar zowel in lange als in korte voorspellingshorizonten: lang op voorhand in een analyse die alle mogelijke (nog ongekende) productietoestanden globaliseert voor de beschouwde periode; met een verfijnd model dat bepaalde parameters individueel modelleert voor analyse van nodige reserves voor de komende uren, of dag, tot maximum een week. Men zou bijvoorbeeld in acht kunnen nemen welke centrales effectief zullen draaien (impact op forced outages), hoeveel wind- en PV-productie aanwezig zal zijn,... Om accurate resultaten te leveren dient de input van het model nog wel gebaseerd te zijn op representatieve data, verzameld over typisch langere periodes. Met voorspellingshorizon wordt de tijd bedoeld tussen het ogenblik van uitvoeren van de analyse en het begin van de periode die men beschouwt. Deze periode hangt samen met de onzekerheid in het systeem en is daarom een bepalende factor in de dimensionering van de reserves. Immers, hoe langer deze periode, hoe minder zekerheid de TNB heeft over welke systeemonevenwichten zich zullen voordoen en welke niet-gecontracteerde reserves (I/D-bids in het kader van het CIPU contract en bijkomende ICH-volumes, ten opzichte van gecontracteerde volume- beschikbaar zullen zijn, op dat moment. Bij de bepaling van de volumes van R2 en R3 voor 2013 wordt een voorspellingshorizon van 1 jaar gebruikt. Deze voorspellingshorizon laat de TNB niet toe eventueel niet-gecontracteerde reserves in rekening te nemen bij de dimensionering, net omwille van de grote onzekerheid. Met periode bedoelt men de tijdspanne waarvoor dewelke de uitvalkansen voor centrales toegepast worden. Dit betekent dat alle mogelijke combinaties van de uitval van centrales tijdens deze periode in rekening genomen worden. We beschouwen periodes die niet langer zijn dan 8 uur. Dit wil zeggen dat Elia veronderstelt dat een ARP ten laatste na een periode van 8 uur in staat moet zijn zelf de uitval van een centrale op te vangen via wijzigingen op andere centrales of via aankopen op de (intraday) markt. April 2013 Blz 17 van 37

18 De beschouwde periode bepaalt de verwachte onevenwichten omwille van Forced Outages die worden toegevoegd aan andere verwachte bronnen van onevenwicht in de berekening van de nood aan (R2 + R3) Parameters voor de dimensionering van de Secundaire plus de Tertiaire reserve. Voor de bepaling van de R2+R3 noden van zowel het standaard als het globale systeem worden onderstaande bronnen van onevenwicht in rekening genomen (zie [1] voor een gedetailleerde beschrijving van de verschillende bronnen): Baseline: dit betreft de historisch waargenomen residuele systeemonevenwichten in 2012, exclusief periodes met uitval van centrales. Deze gegevens weerspiegelen de netto voorspellingsfouten op belasting en productie (inclusief reeds geïnstalleerde capaciteit aan wind en PV-productie), andere netto onevenwichten veroorzaakt door ARPs, verschil tussen gecompenseerde netverliezen aan actief vermogen ten opzichte van de werkelijke netverliezen, Uitval van productie-eenheden ( Forced outages, FO ): onevenwichten veroorzaakt door een plotse uitval van een centrale; Voorspellingsfout op de onshore en offshore windproductie: netto intraday voorspellingsfouten voor bijkomende geïnstalleerde windproductie tussen 2012 en 2014 (die dus niet inbegrepen zijn in de baseline). Voorspellingsfout op de PV-productie: netto intraday voorspellingsfouten voor bijkomende geïnstalleerde PV-productie tussen 2012 en 2014 (die dus niet inbegrepen zijn in de baseline) Uitval van centrales Het vermogensverlies door een plotse uitval van een productiecentrale is één van de bepalende factoren voor de dimensionering van de R2+R3. De waarschijnlijkheidsdistributie voor het binnen een bepaalde periode (8 uur) onvoorzien uitgevallen vermogen in een productiepark wordt bekomen door de convolutie van de waarschijnlijkheidsdistributies van de uitval van elke (groepen van) eenhe(i)d(en) binnen deze periode. Hierbij wordt verondersteld dat een eenheid slechts 1 keer kan uitvallen in de beschouwde periode en dat de uitval van elke centrale onafhankelijk is van de uitval van een andere centrale. Voor thermische eenheden wordt een onderlinge onafhankelijke en in de tijd constante uitvalkans verondersteld. Bij een uitval wordt verondersteld dat de eenheid voorheen uitgebaat werd op maximaal vermogen en na de uitval niet meer injecteert. Op basis van het logboek van het Nationaal Controle Centrum werden de uitvalkansen van bestaande eenheden berekend per type van centrale. Dit laat toe hun uitvalkans te benaderen als een exponentiële functie van de beschouwde periode, met als gemiddelde waarden: nucleaire eenheid: 1,5 uitvallen per jaar STEGs en gasturbines: 3 uitvallen per jaar andere eenheden: 3 uitvallen per jaar De bovenvermelde uitvalkansen werden bepaald op basis van ervaring. Bij het dimensioneren van de R2+R3 maakt Elia een onderscheid tussen de reservenoden voor het standaard systeem en de noden voor het globale systeem: In het standaard systeem wordt het beschouwde maximale verlies aan vermogen door de uitval van een centrale beperkt tot de capaciteit van een standaardeenheid (500 MW). April 2013 Blz 18 van 37

19 In het globaal systeem wordt het verlies aan vermogen door de uitval van een centrale niet gelimiteerd. Zoals voorgesteld door Elia en goedgekeurd door de CREG in beslissing (B) CDC-1162 met betrekking tot de reservevolumes voor 2013, dient ook voor 2014 verschil in R2+R3 noden voor het globaal en het standaard systeem voorzien te worden door ARP s die verantwoordelijk zijn voor de injectie van centrales met een capaciteit groter dan die van een standaard eenheid (500 MW) 11. Elia stelt voor om deze verplichting, zoals voorgaande jaren, op te nemen in het CIPUcontract. Figuur 4 geeft de kansverdeling weer van vermogensverlies door de uitval van centrales voor zowel het standaard als het globale systeem: Figuur 4: kansverdeling voor verlies aan vermogen door de uitval van een centrale (standaard en globaal systeem) Het model houdt geen rekening met de uitval van individuele windmolens en zonnepanelen omwille van het decentrale karakter en het kleine vermogen van deze eenheden. Eventuele onevenwichten zijn reeds inbegrepen in de historische waarden van de baseline en de voorspellingsfouten op bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de capaciteit beschouwd in de baseline. Windmolens schakelen uit vanaf een bepaalde windsnelheid (afschakelsnelheid) om schade te voorkomen. Dit is voornamelijk het geval voor offshore windmolens daar deze vaak geconfronteerd worden met hoge windsnelheden. Onevenwichten door het instantaan vermogensverlies door de uitschakeling van offshore windmolens in geval van storm worden inherent meegenomen in de baseline en de bijkomende voorspellingsfouten. Elia heeft momenteel echter weinig ervaring met het gedrag van offshore windparken wat betreft dit effect en verbindt zich ertoe om dit effect verder te bestuderen in de komende jaren om het nauwkeuriger op te kunnen nemen in de dimensionering van de reserves. Hierbij dient rekening gehouden te worden met o.a. volgende zaken: 11 Toepassing van deze methodologie is beperkt tot een systeem waarin slechts 1 ARP verantwoordelijk is voor de injectie van een centrale met een capaciteit groter dan deze van een standaard eenheid (500 MW), zoals het geval is voor Deze methodologie houdt in dat de nood voor bijkomende reserves door de aanwezigheid van eenheden groter dan de standaardeenheid in de portefeuille van slechts één ARP niet gesocialiseerd worden door de TNB. April 2013 Blz 19 van 37

20 Het instantaan verlies aan vermogen is meestal kleiner dan de geïnstalleerde capaciteit van het park. Immers, niet alle windmolens van een windpark zullen gelijktijdig uitschakelen, maar eerder gefaseerd in de tijd. Ook de geografische spreiding van de verschillende parken speelt hier een belangrijke rol; Het risico op uitval door een storm is voorspelbaar (wat niet het geval is voor de uitval van een klassieke centrale). Hierdoor kunnen ARPs eventueel preventieve acties ondernemen om het risico op grote onevenwichten te vermijden. Daarnaast kan Elia in de toekomst, indien nodig, preventieve maatregelen onderzoeken om de productie van windparken te verminderen bij stormrisico; Elk type turbine schakelt af bij een welbepaalde windsnelheid die gedurende een bepaalde tijd gemeten wordt. Aangezien niet elk park dezelfde type turbines heeft, kan men ervan uitgaan dat een eventuele afschakeling gefaseerd zal verlopen tussen verschillende parken. Het afschakelgedrag van de verschillende windparken dient hierdoor verder onderzocht te worden; Daarnaast laat nieuwe technologie toe om de productie van windmolens geleidelijk te verminderen in geval van storm in plaats van directe uitschakeling. Gezien de beperkte ervaring van Elia wat betreft het gedrag van meerdere grote offshore windparken en de sterke groei aan offshore geïnstalleerde capaciteit dient dit nauwgezet opgevolgd te worden naar de toekomst toe Baseline Daar waar historisch gezien de grote onevenwichten veroorzaakt werden door de ogenblikkelijke uitval van een grote belasting of productie-eenheid, merkt men de laatste jaren op dat ook voorspellingsfouten van belasting en productie, onevenwichten door grote stappen in uitwisselingsprogramma s met het buitenland, een belangrijkere rol beginnen te spelen. Dit was één van de belangrijkste redenen om over te stappen naar een gecombineerde deterministische/probabilistische dimensioneringsmethode voor de R2+R3. Om alle deze effecten in rekening te kunnen nemen is de dimensionering van de reserves (R2, R3) in de probabilistische methode gebaseerd op de verwachte systeemonevenwichten. Deze verwachte onevenwichten worden bepaald aan de hand van historisch waargenomen residuele systeemonevenwichten (de zogenoemde baseline) waaraan bijkomende onevenwichten, door verwachte veranderingen in het elektriciteitssysteem, worden toegevoegd. De baseline omvat historische geobserveerde residuele systeemonevenwichten. De baseline omvat daardoor het netto onevenwicht van alle ARP s, veroorzaakt door voorspellingsfouten op belasting en productie en door stappen in uitwisselingsprogramma s, alsook andere onevenwichten (verschil tussen gecompenseerde netverliezen en werkelijke netverliezen, ). Bij het samenstellen van de baseline voor de dimensionering van de reserves voor 2014 gebruikt men historische waarden voor de residuele systeemonevenwichten van De evolutie van de geobserveede historische systeemonevenwichten hangt af van verschillende factoren, waaronder het gedrag van ARPs (balanceren van perimeter op 15-minuten basis), beschikbare flexibiliteit in het systeem, incentives gegeven door het onevenwichtstarief, In dit verband heeft Elia in 2012 een lichte daling van het residuele systeemonevenwicht (op energie-basis) vastgesteld ten opzichte van 2011 (zie [1]). De daling op (absolute) energiebasis bedroeg ongeveer 4,6% (1465 GWh onevenwicht in 2012 ten opzichte van 1536 GWh in 2011). Er wordt aangenomen dat deze daling het resultaat is van: Verandering van het onevenwichtsmechanisme naar single marginal pricing (betere incentives); Bijkomende inspanningen wat betreft communicatie over de onevenwichtsproblematiek naar de ARPs en marktpartijen; Inspanningen om marktpartijen een beter inzicht te geven van de totale voorspelde injectie van wind- en PV-productie. Vanaf 2012 werd ook de actuele injectie van windproductie gepubliceerd. April 2013 Blz 20 van 37

21 Etc. Daar Elia naar de toekomst toe verdere inspanningen zal leveren om ARPs en marktpartijen een beter inzicht te geven wat betreft het onevenwicht van het systeem en van de verschillende ARP perimeters (intraday voorspellingen van wind en PV 12, publicatie van de injectie van PV, publicatie van infeed uit distributie-netten, efficiëntere incentives door het onevenwichtstarief, ) werd een verdere vermindering van de onevenwichten van de baseline verondersteld van 3% in Elia stelt vast dat de liquiditeit op de intraday markt momenteel beperkt is. Daar er geen grote wijzigingen verwacht worden in de organisatie van de intraday markt naar 2014 toe, neemt Elia conservatieve assumpties wat betreft de verminderingen van residuele onevenwichten door het gebruik van intraday markten door ARPs. Elia heeft daarnaast in 2011 en 2012 kunnen vaststellen dat er een evolutie is naar een structureel lange positie van het netto onevenwicht van de ARPs (zie [1]). In 2012 bedroeg het gemiddelde residuele systeemonevenwicht +64 MW. Elia zal dit effect verder onderzoeken en gepaste maatregelen nemen en/of voorstellen aan de CREG om dergelijk gedrag te voorkomen. Daardoor wordt de gemiddelde waarde van de baseline, gebruikt voor de dimensionering van de reserves in 2014, gecompenseerd naar 0 MW. Om de onevenwichten door de uitval van productie-eenheden niet dubbel in rekening te nemen werden deze uit de historische tijdsserie van de baseline van 2012 gefilterd. Figuur 5 geeft de resulterende verdeling van de baseline weer. Zone kort Zone lang Figuur 5: Baseline gebruikt voor de dimensionering van de reserves voor Residuele globale voorspellingsfout wind- en PV-productie De baseline bevat reeds de onevenwichten door voorspellingsfouten op de productie van de geïnstalleerde capaciteit aan wind en PV voor Echter, zoals reeds vermeld in paragraaf , wordt verwacht dat de geïnstalleerde capaciteit aan zowel wind- als PV-productie met ongeveer 54% toenemen tegen eind De onevenwichten door de voorspellingsfouten op dit incrementele volume dienen daarom apart gemodelleerd te worden. Elia heeft eind 2011 een geaggregeerde day-ahead windforecast opgezet voor de Belgische regelzone die ongeveer 930 MW aan windcapaciteit beschouwt en ook de opgeschaalde werkelijke injectie van de windproductie toont. Deze gegevens zijn beschikbaar voor zowel onshore windproductie (735 MW gemonitorde capaciteit), offshore windproductie (195 MW gemonitorde capaciteit) en gecumuleerd (930 MW gemonitorde capaciteit). 12 Een intraday voorspelling van de PV-productie, alsook de real-time PV injectie wordt sinds eind maart 2013 reeds weergegeven op de Elia website. April 2013 Blz 21 van 37

22 Het verschil tussen de voorspelde injectie en de werkelijke injectie geeft de geaggregeerde voorspellingsfout op de windproductie voor 2012 binnen de Belgische regelzone. Op basis van deze day-ahead forecasts kunnen de onevenwichten voor de incrementele geïnstalleerde capaciteit van onshore en offshore wind ingeschat worden. De Elia D-1 onshore forecast error wordt gedeeld door het beschouwde vermogen en dan vermenigvuldigd met het incrementeel geïnstalleerde vermogen. Voor de modellering van de incrementele offshore forecast error werd zowel de D-1 forecast error van Belwind en C-Power (door de ARPs) als de Elia forecast error voor offshore productie gebruikt. Dit laat toe om de resulterende forecast error voor de incrementele geïnstalleerde capaciteit van 3 verschillende parken (zoals in 2014) te modelleren aangezien dit toelaat om de gedeeltelijke netting van de voorspellingsfouten in rekening te nemen. Intraday windvoorspellingen zijn intrinsiek beter dan day-ahead forecasts. Door gebruik te maken van intraday forecasts kunnen ARP s de onevenwichten veroorzaakt door voorspellingsfouten op windproductie dus beperken. Een nodige voorwaarde hiervoor is dat de ARP s de mogelijkheid moeten hebben om hun ingenomen posities in D-1 te kunnen wijzigen via de intraday markt of door wijzigingen binnen hun productiepark en/of afnames binnen hun perimeter. Uit de literatuur blijkt dat het relatieve theoretische verbeteringspotentieel van een ID forecast ten opzichte van een DA forecast maximaal 30 à 40% bedraagt [5]. Gezien de beperkte liquiditeit van de ID-markten en het actueel beperkte gebruik van ID nominaties door ARP s werden voor 2014 conservatieve hypotheses gemaakt wat betreft de intraday werking. Hierdoor werd een totale relatieve verbetering van 7% ten opzichte van de DA windvoorspelling verondersteld. Tabel 4 geeft de eigenschappen van de veronderstelde windvoorspellingsfout 13 voor bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de baseline. Standaard 2014 Gemiddelde deviatie MAE RMSE Onshore wind -2,8% 6,8% 5,9% 7,3% Offshore wind -1,3% 12,1% 8,2% 12,2% Tabel 5: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende wind-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling meting) Hieruit blijkt dat de RMSE voor de day-ahead onshore wind forecast lager is dan die voor offshore. Een mogelijke verklaring hiervoor is het feit dat het uitmiddelingseffect van voorspellingsfouten groter is voor onshore windmolens (gezien hun grotere geografische spreiding). Elia heeft voor 2012 een day-ahead voorspelling voor de PV-productie opgezet. Daarnaast beschikt Elia voor 2012 over een representatieve data-set voor de effectief geïnjecteerde productie door PV (voor meer dan 300 MW PV-productie). Op deze basis heeft Elia de Belgische geaggregeerde voorspellingsfout van PV-productie berekend voor Analoog aan de methodologie gevolgd voor onshore wind (zie hierboven) kan men dan de D-1 voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van de baseline berekenen. Ook voor intraday PV-voorspellingen geldt dat deze significant beter zijn dan de D-1 voorspelling. De daling in residuele onevenwichten hangt echter af van de mogelijkheid van ARPs hun perimeter aan te passen aan deze verbeterde voorspelling. Elia stelt echter vast dat een goede inschatting van de PV-productie door de ARPs moeilijker is dan voor windproductie 14. Dit is mogelijk te wijten aan het zeer gedecentraliseerde karakter van de PV productie (merendeel van de capaciteit is 13 MAE (gemiddelde absolute afwijking): deze parameter geeft de gemiddelde afwijking (als % van het geïnstalleerde vermogen) aan van de D-1 windvoorspelling ten opzichte van de werkelijke productie, zonder rekening te houden met het teken van de voorspellingsfout. RMSE (wortel van de gemiddelde kwadratische afwijking): courante parameter gebruikt voor het evalueren van de performantie van windvoorspellingen. De parameter legt de nadruk op grote afwijkingen en houdt rekening met een eventuele gemiddelde afwijking. 14 Elia stelt systematisch grote (veelal positieve) onevenwichten vast op dagen met veel injectie van PVproductie, bijv. op 18/2/2013, 20/2/2013, April 2013 Blz 22 van 37

23 geïnstalleerd bij particulieren) en de moeilijkheid om de effectief geïnstalleerde capaciteit in te schatten. Elia veronderstelt daardoor een relatieve vermindering van de residuele onevenwichten van PV van 3,5% ten opzichte van de D-1 voorspellingsfout (cfr. 7% voor wind). Tabel 6 geeft de eigenschappen van de veronderstelde PV-voorspellingsfout 14 voor bijkomende geïnstalleerde capaciteit ten opzichte van de baseline Gemiddelde Standaard deviatie MAE RMSE PV -0,2% 8,3% 5,2% 8,3% Tabel 6: eigenschappen van veronderstelde voorspellingsfout door bijkomende PV-productie ten opzichte van 2012 (voorspelling meting) Het resultaat van deze modellen zijn tijdsseries van de intraday incrementele forecast error van zowel onshore als offshore wind en PV-productie. Deze tijdsseries kunnen opgeteld worden bij de baseline, zodat een eventuele correlatie tussen beiden in rekening genomen wordt (wat niet mogelijk is bij een convolutie van de resulterende distributies). Figuur 7 toont de resulterende distributies van de incrementele intraday onshore en offshore forecast errors. Figuur 6: distributies van de resulterende incrementele intraday forecast errors van bijkomende wind- en PVproductie in 2014 ten opzichte van de beschouwde baseline (2012) Globale onevenwicht gebruikt voor de dimensionering van de R2+R3 Het totale onevenwicht wordt dan bepaald als een combinatie van de verschillende onevenwichtsdrivers (FO s, baseline, residuele (bijkomende) wind- en PV-voorspellingsfouten). Voor de dimensionering van de R2+R3 (opwaartse reserves) worden de verwachte negatieve systeemonevenwichten gebruikt. Voor het wegregelen van positieve systeemonvenwichten rekent Elia op de secundaire reserves en op D-bids in het kader van het CIPU contract (zie verder). Figuur 7 geeft de cumulatieve verdeling weer van de negatieve systeemonevenwichten voor zowel het standaard als het globale systeem: April 2013 Blz 23 van 37

24 Figuur 7: waarschijnlijkheid Y% dat een negatief onevenwicht groter dan X MW zich voordoet Parameters voor de dimensionering van de Secundaire reserve Volgende factoren worden voor de dimensionering van de R2 in aanmerking genomen: De volatiliteit van de baseline : deze factor is de belangrijkste voor de dimensionering van de R2. Deze factor omvat o.a. de volatiliteit (als een maat voor snelle onevenwichtsschommelingen) van onevenwichten door foutieve inschattingen van belasting of productie en stappen in het uitwisselingsprogramma s met het buitenland, alsook de volatiliteit van onevenwichten veroorzaakt door het verschil tussen gecompenseerde en actuele netverliezen,... De volatiliteit van de baseline werd berekend uit de tijdsseries van de baseline gebruikt voor de R2+R3 dimensionering, exclusief FO s. Volatiliteit van zowel de residuele voorspellingsfout door bijkomende wind- en PVproductie in 2014 ten opzichte van de baseline (2012). De volatiliteit werd berekend uit de tijdsseries gebruikt voor de R2+R3 dimensionering. De globale volatiliteit gebruikt voor de dimensionering van de R2 wordt bekomen door het optellen van de tijdsseries van de volatiliteit voor elke factor. Aangezien de R2 zowel positieve als negatieve waarden van volatiliteit dient weg te regelen wordt de absolute waarde genomen van de resulterende tijdsserie. De resulterende distributies worden weergegeven in Figuur 8. April 2013 Blz 24 van 37

25 Figuur 8: cumulatieve distributie van de absolute volatiliteit van de verschillende factoren voor de R2 dimensionering Vooropgestelde waarschijnlijkheden van ontoereikendheid (Pdef) Toegelaten Pdef R2+R3 voor het standaard en het globale systeem We definiëren de waarschijnlijkheid van ontoereikendheid van de Secundaire plus de Tertiaire Reserves als de aanvaardbare hoeveelheid tijdsintervallen waarin de opwaartse Secundaire plus Tertiaire reserves niet toereikend zijn om de negatieve systeemonevenwichten van de zone weg te regelen. Deze vooropgestelde kans van ontoereikendheid dient gerespecteerd te worden voor zowel het standaard als het globale systeem (zie later). Beleid 1 van het ENTSOe operationele handboek [2] neemt voor een enkele regelzone de waarde van 0,1% als voorbeeld, meer bepaald iets minder dan 9 uur per jaar. Het zou kunnen dat wordt vastgesteld dat het aanvaardbare tekort van een regelzone afhankelijk is van de afmeting en sterkte van het met elkaar verbonden systeem. Voor 2014 hanteren we, net zoals voor 2013, een kans van ontoereikendheid (Pdef) van 0,1% voor de dimensionering van R2+R3, conform het voorstel van ENTSOe, en het gangbare risico aangaande de huidige TNB sourcing. Dit betekent dat de kans van ontoereikendheid van de uiteindelijke R2 + R3 portefeuille om negatieve systeemonevenwichten weg te regelen in 2013 lager dient te zijn dan 0,1% Toegelaten Pdef R2 We omschrijven de waarschijnlijkheid van ontoereikendheid van de secundaire reserve als de aanvaardbare tijdsintervallen waarin de secundaire reserves niet toereikend zijn om de volatiliteit van het verwachte systeemonevenwicht weg te regelen. De secundaire reserve (automatische regeling) dient om willekeurige, snelle variaties van het onevenwicht op te vangen, die gemodelleerd worden aan de hand van de volatiliteit van het systeemonevenwicht. Omwille van het automatische karakter is de R2 van groot belang om een goede kwaliteit van de Area Control Error te vrijwaren. Manuele activaties (I/D-bids in het kader van het CIPU contract, Tertiaire Reserves) dienen om grote en langdurige onevenwichten op te vangen en spelen zo ook een belangrijke rol in de geobserveerde kwaliteit van de ACE. April 2013 Blz 25 van 37

26 De toegelaten kans van ontoereikendheid voor de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen kan dan ook bepaald worden op basis van de historische waargenomen kwaliteit van de ACE en de corresponderende Pdef van de R2. Om de aanvaardbare waarschijnlijkheid van ontoereikendheid voor de secundaire reserve te bepalen, en om zich te kunnen baseren op objectieve criteria, opteert Elia ervoor om de indicatoren voor de kwaliteit van het evenwicht van de regelzone te volgen die ENTSOe heeft ontwikkeld. Tabel 7 geeft voor de periode de gemiddelde maandelijkse standaard deviatie van de ACE op kwartierbasis weer, alsook de targetwaarde. Verder wordt ook de historische kans van ontoereikendheid weergegeven van de gecontracteerde R2 (theoretische veronderstelde beschikbaarheid van de R2 in rekening genomen) om de variabiliteit van het systeemonevenwicht te dekken σ ACE [MW] 75,2 91,6 77,4 Target [MW] 97,8 97,5 99 Pdef R2 27,8% 26,3% 27,6% Tabel 7: gemiddelde maandelijkse standaarddeviatie van de ACE op kwartierbasis (en target), alsook de theoretische Pdef van de R2 om de volatiliteit van het systeemonevenwicht weg te regelen De stijging van de standaarddeviatie van de ACE in 2011 was te wijten aan de aanwezigheid van grote, langdurige (veelal positieve) systeemonevenwichten (zie Figuur 3 van Ref [1]) tijdens periodes waarin de klassieke flexibele draaiende eenheden vaak reeds op minimum vermogen uitgebaat werden (incompressibiliteit). Deze onevenwichten vallen buiten de scope van de secundaire reserves, wat ook blijkt uit het feit dat de Pdef van de R2 in 2011 zelfs iets lager lag dan in 2010 en 2012 terwijl de kwaliteit van de ACE slechter was, en dienen omwille van hun karakter opgevangen te worden met manuele activering van bijkomende D-bids (zie onder). Dit weerspiegelde zich ook in de waarden van de σ 90 van de ACE (die grote afwijkingen van de ACE weerspiegelt), die voor 2011 merkbaar hoger lagen dan voor Figuur 9 toont de stijging van de frequentie en de duur van positieve onevenwichten (continu groter dan 200 en 300 MW) tussen 2010 en Hieruit blijkt duidelijk dat in 2011 veel meer langdurige positieve onevenwichten voorkwamen. Figuur 9:frequentie en duur van positieve onevenwichten continu groter dan 200 MW respectievelijk 300 MW. Positieve onevenwichten in het systeem dienen weggeregeld te worden door secundaire reserves en de decrementele bids in het kader van het CIPU contract. Aangezien men tijdens problemen van incompressibiliteit een vermindering van de productie beoogt, acht Elia het niet noodzakelijk bijkomende neerwaartse volumes te reserveren. De klassieke flexibele eenheden draaien immers al op minimaal vermogen, waardoor de reservatie van een bijkomende hoeveelheid neerwaartse flexibele reserves het probleem nog dreigt te versterken. Volgende acties en wijzigingen door Elia hebben ervoor gezorgd dat Elia in 2012 deze grote langdurige onevenwichten beter heeft kunnen opvangen: April 2013 Blz 26 van 37

27 Identificeren van naar bijkomende vrije decrementele bids die voorheen niet beschouwd werden (op allerlei assets gebaseerd op vrije biedingen). Hierdoor kunnen positieve systeemonevenwichten beter opgevangen worden. De nieuwe structuur van de onevenwichtstarieven in 2012 (principe van een enkele marginale prijs) geeft betere signalen aan marktpartijen om de productie te verminderen in geval van incompressibiliteit. De activeringsprijs van deze bijkomende vrije biedingen kan immers laag en zelfs negatief zijn waardoor een efficiënt signaal gegeven wordt aan de markt, wat zal leiden tot een bijkomende reactie van de marktpartijen. Elia heeft in 2012 ook veel aandacht besteed aan het activeren van voldoende manuele regelacties om de secundaire reserves te ontlasten en te complementeren in geval van grote onevenwichten. Dit blijkt ook uit de evolutie van de manuele regelacties gedurende de laatste 3 jaren zoals weergegeven in Figuur 10. Figuur 10: Evolutie van het systeemonevenwicht, automatische en manuele regelacties Als gevolg van al deze inspanningen was de kwaliteit van de ACE in 2012 beduidend beter dan in Dit reflecteert zich in de standaard deviatie van de ACE die zich op 78% van de referentiewaarde bevond voor Daarnaast was er, door de focus op manuele regelacties, ook een significante verbetering in 2012 van de σ 90 van de ACE, die nagaat of de 10% van de grootste afwijkingen van de ACE binnen de ENTSOe referentiewaarde liggen. Hier bevindt Elia zich voor 2012 op 65,9% van de referentiewaarde (ten opzichte van 108,6% in 2011). Ook voor de de σ 99 was er een significante verbetering in 2012 [3]. Bovenstaande gegevens laten toe om te besluiten dat een Pdef voor de R2 van 27,6% (2012) à 27,8% (2010), in combinatie met voldoende manuele regelacties, Elia zal toelaten om een bevredigende ACE kwaliteit te behalen. Elia stelt daarom een Pdef van 27,8% voorop in de dimensionering van de secundaire reserves voor April 2013 Blz 27 van 37