ATRIAS & DNBs. Frequently Asked Questions. April v1.0

Transcriptie

1 ATRIAS & DNBs Frequently Asked Questions April 2017 v1.0 1

2 INHOUDSTAFEL WAT IS ATRIAS? 6 1. MARKTAFSPRAKEN / MARKTPROCESSEN Definities Q1. Wat is de (U)MIG? Wettelijk kader Q1. Wat is het wettelijk kader waarop UMIG 6 gebaseerd is? Q2. Zal de invoering van UMIG 6 een verandering in federale en/of gewestelijke wet- en/of regelgeving veroorzaken? Q3. Hoe zal de update van de toegangscontracten plaatsvinden? Q4. Hoe zal de afkoop van energie voor particulieren zonder BTW-nummer plaatsvinden? Q5. Moeten er nieuwe veranderingen gepland worden voor het beheer van groenestroomcertificaten? 1.2 Nieuwe diensten van UMIG 6 Q1. Welke diensten zullen aangeboden worden? Q2. Zal compensatie volledig verwijderd worden? Q3. Zullen netbeheerders toegang hebben tot de groene meters (productiemeters van lokale productie) voor de meteropnames? Q4. Hoe zullen de meteropnames voor het verbruik opgenomen/gestuurd worden? Q5. Zal een gebruiker met een terugdraaiende meter een dienst met valorisatie van de injectie kunnen kiezen? Q6. Bestaat er een planning rond de evolutie van de dienstenvoorstelling? 1.3 Impact netgebruikers Q1. Waar kan teruggevonden worden welke diensten en kosten voor een netgebruiker verbonden zijn aan de installatie van een bepaalde meter? Q2. Zullen gebruikers die een lokale productie-installatie hebben en over een terugdraaiende meter beschikken deze moeten veranderen? 1.4 Structure domein Q1. In welke Preswitching categorie zal de uitleesfrequentie van de meter ter beschikking worden gesteld aan de energeleverancier? Q2. Is het mogelijk om netgebruikers te weren vanaf UMIG 6?

3 Q3. Hoe om te gaan met de Prepayment functionaliteit op een aansluiting? Q4. Wie bepaalt of de facturatiefrequentie van een toegangspunt aangepast mag worden en vanaf welke datum dit zal ingaan? 1.5 Settle domein Q1. Worden SLP s en overige informatie op register gecommuniceerd? Q2. Wordt allocatiedata nog steeds voor elk headpoint naar zowel de Balance Supplier (BS) als de Balance Responsible Party (BRP) gestuurd? Q3. Worden er indien de energieleverancier BS is van of levering of productie en niet allebei, standaard de gegevens van zowel productie als levering aan de BRP gestuurd? Q4. Worden de basisgegevens van de reconciliatie per connectie aangeleverd of dient dit berekend te worden uit SJV (standaard jaarverbruik) en verbruiken? Billing domein Q1. Hoe zal de procedure voor facturatie van de Gridfees plaatsvinden wanneer er een Headpoint bestaat voor twee verschillende energieleveranciers: een contract voor injectie en een contract voor productie? Q2. Hoe zal de procedure voor facturatie van de Gridfees plaatsvinden wanneer er een beperkte vermarkting van de injectie of van de productie bestaat? Q3. Zullen de tarieven in de toekomst anders berekend worden? Q4. Gridfee processen tonen een communicatiestap naar de Gridfee responsible met daarin de vermelding business success, hoe vindt deze communicatie plaats? Q5. Worden referenties op lijnniveau meegestuurd zodat een voorschotlijn van een YMR aansluiting gekoppeld kan worden aan een creditlijn? Q6. Hoe werkt de methodiek van het Bmonthly principe? Q7. Wat zijn de mogelijkheden voor het valideren van het spanningsniveau, het aangekondigd vermogen en het gemeten vermogen? Measure domein Q1. Is een validatieniveau enkel herkenbaar aan het type bericht en niet aan de inhoud van het bericht? Q2. Welke kalender wordt er gecommuniceerd voor piek en dal? 1.8 Nieuw allocatiemodel (SPP) Q1. Kan het EAV negatief zijn? Q2. Is er een gemiddelde PV curve per DNB beschikbaar? Q3. Wat gebeurt er als er een fout is? Q4. Zijn de gegevens voor AMR meters ook pas na 1-2 dagen beschikbaar? Q5. Is er hiernaast geen validatie van correctheid van de netbeheerders? Q6. Gaat er iets veranderen aan de onbalanssystematiek? Digitale Meters Q1. Wat is de planning voor het implementeren van de digitale meters? 21 3

4 Q2. Wanneer zullen de meetregimes 1 en 3 in gebruik genomen worden? Rapportering Q1. Hoe zal de Market Reporting georganiseerd worden? BESCHIKBARE DIENSTEN VOOR DERDE PARTIJEN 22 Q1. Is het de bedoeling de TPDA te gebruiken voor de aanvraag van historische meetdata ten behoeve van de forecast? Q2. Op welke manier wordt een derde partij geïnformeerd over het beëindigen van een service in het CMS als gevolg van een Update Technical Master Data? Q3. Is het voor een derde partij inzichtelijk welke andere derde partij een Data Contract heeft geactiveerd op een Service Component? Q4. Hoelang is een geactiveerde service beschikbaar indien deze niet door de derde partij zelf wordt beëindigd? Q5. Op welke manier wordt een netgebruiker geïnformeerd over het activeren van een service in het CMS? Q6. Uit welk veld kan worden opgemaakt of een meter continue, maandelijks of jaarlijk wordt uitgelezen? Q7. Vanaf wanneer is de TPDA CMS testomgeving beschikbaar? 3. ATRIAS OMGEVING 25 Q1. Is de combinatie Market Portal en CMS mogelijk? Q2. Is er voor elke klant een aparte VPN verbinding nodig? Q3. Is er om toegang te krijgen tot de Message Validation Service een B2B connectie nodig? Q4. Hoe kunnen software editors / implementatoren access krijgen? Q5. Zullen buitenlandse IP adressen toegelaten worden? 4. BESCHIKBARE DIENSTEN IN DE ATRIAS OMGEVING Message Validation Service Q1. Wat is de Message Validation Service (MVS)? Q2. Vanaf wanneer zal de Message Validation Service beschikbaar zijn? 4.2 Market Portal Q1. Wat is de Market Portal? PROGRAMMA Transitie Q1. Wat gebeurt er met de aanpassing van het standaard jaarverbruik volgens de UMIG 6 Load Profiles? 27 4

5 Q2. Wat is het verschil tussen de error/warning file en de deployment file? Q3. Gelden alle acties voor energieleveranciers wat betreft transitie ook voor evenwichtsverantwoordelijken? ALGEMEEN 28 Q1. Is de documentatie ook in het Engels beschikbaar? Q2. Ik ken mijn login gegevens tot de Service Desk niet meer, hoe kan ik mijn account reactiveren?

6 WAT IS ATRIAS? Atrias neemt sinds mei 2011 twee rollen op zich in opdracht van de DNB s: Atrias publiceert de marktafspraken en: Biedt een ronde tafel aan, waaraan de verschillende marktpartijen kunnen aanzitten voor overleg Geeft ondersteuning, methodologie en structuur aan het overleg en de projecten betreffende de marktprocessen op de Belgische energiemarkt (niveau distributienet) om finaal tot Utility Market Implementation Guidelines (UMIG) te komen. Atrias zal namens de DNB s eveneens een operationele rol in de markt spelen: De opbouw van het nieuwe federale Central Market System (CMS) Het technisch exploiteren van dit systeem 6

7 1. MARKTAFSPRAKEN / MARKTPROCESSEN 1.0 Definities Q1. Wat is de (U)MIG? Antwoord: Een (U)MIG ((Utility) Market Implementation Guide) is een verzameling van documenten waarin de processen, de marktafspraken en de uitgewisselde informatie verzameld worden en op basis waarvan de verschillende spelers op de energiemarkt met elkaar moeten communiceren. Men onderscheidt: Business afspraken: beschrijving van de marktprocessen van het ene punt naar het andere (endto-end) op basis van de marktrollen. Informatie afspraken: beschrijving van de uit te wisselen elektronische berichten om de processen te ondersteunen. 1.1 Wettelijk kader Q1. Wat is het wettelijk kader waarop UMIG 6 gebaseerd is? Context: Welke wet- en/of regelgeving is van toepassing op en/of ligt ten grondslag van UMIG 6? Antwoord: In de technische reglementen die op regionaal niveau door de regulator worden opgesteld, wordt verwezen naar de UMIG voor de communicatie tussen de distributienetbeheerders of hun werkmaatschappij en de energieleveranciers. De UMIG 6 is tot stand gekomen in overleg tussen de distributienetbeheerders en de energieleveranciers met betrokkenheid van de gewestelijke regulatoren. Q2. Zal de invoering van UMIG 6 een verandering in federale en/of gewestelijke wet- en/of regelgeving veroorzaken? Context: Indien dit het geval is, in welke federale en/of gewestelijke wet- en/of regelgeving? Wat zullen precies de wijzigingen zijn? Antwoord: Een wettelijk kader zal beschrijven hoe via de UMIG 6 invulling gegeven wordt aan de fundamentele afspraken die in het marktoverleg overeengekomen werden. De manier waarop de 7

8 wetgeving zal verwijzen naar de UMIG 6 zelf of de daarin gehanteerde begrippen, concepten en processen zal per gewest verschillen. De wijzigingen omvatten nieuwe definities die binnen de marktwerking gehanteerd zullen worden, nieuwe processen ter ondersteuning van de energietransitie en de werking van de energiemarkt en nieuwe mogelijkheden en rechten voor de netgebruiker. Q3. Hoe zal de update van de toegangscontracten plaatsvinden? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de nieuwe diensten die zullen voorgesteld worden dankzij UMIG 6 voor de gebruikers die een gedecentraliseerde productie hebben. Deze diensten omvatten: valorisatie van de injectie, vermarkting van de injectie en vermarkting van de productie. Antwoord: De toegangscontracten bepalen de wederzijdse rechten en plichten tussen de netbeheerder (werkmaatschappij) en de toegangshouder (energieleverancier/evenwichtsverantwoordelijke). De netbeheerder zorgt ervoor dat de energieleverancier toegang kan krijgen tot het distributienet en tot diensten verbonden aan het meter- en databeheer. De toegangscontracten worden door de regionale regulatoren goedgekeurd. De technische reglementen omvatten welke elementen opgenomen moeten worden in de toegangscontracten. De overgang naar een nieuwe versie van de UMIG die ook gelinkt is aan de komst van de digitale meter voorziet in een aantal nieuwe diensten verbonden aan het meteren databeheer die ook weerspiegeld zullen worden in wetgeving en/of in de volgende versie van de toegangscontracten. Q4. Hoe zal de afkoop van energie voor particulieren zonder BTW-nummer plaatsvinden? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de nieuwe diensten die zullen voorgesteld worden dankzij UMIG 6 voor de gebruikers die een gedecentraliseerde productie hebben. Deze diensten omvatten: valorisatie van de injectie, vermarkting van de injectie en vermarkting van de productie. Antwoord: Het officieel standpunt van de BTW administratie werd door de regulatoren opgevraagd. De VREG heeft dit verwerkt in zijn Mede pdf. De modaliteiten rond BTW vallen binnen de relatie netgebruiker-energieleverancier. Q5. Moeten er nieuwe veranderingen gepland worden voor het beheer van groenestroomcertificaten? Context: Deze vraag volgt op het feit dat er geplande evoluties zijn voor de gebruikers die een gedecentraliseerde productie hebben. Antwoord: De UMIG 6 heeft geen impact op het beheer van de groenestroomcertificaten. 8

9 1.2 Nieuwe diensten van UMIG 6 Q1. Welke diensten zullen aangeboden worden? Context: Deze vraag houdt verband met de nieuwe diensten die via UMIG 6 beschikbaar zijn. Antwoord: De netbeheerders onderzoeken intern verder hoe we de verschillende services per SDP, afgesproken binnen de UMIG 6, kunnen aanbieden in de periode tot Deze services zullen onder andere afhankelijk zijn van de DNB en van assets. Eens hier duidelijkheid over is, geven we jullie dit graag mee. De opties en vooral de overgang naar valorisatie vereist nog een wettelijk/reglementair kader. Hiervoor ligt het initiatief bij de regulator. Een Service Cataloog voor een HP (Headpoint) is te raadplegen via Preswitch. Het is niet mogelijk om services aan te vragen die niet beschikbaar zijn in de cataloog. Inconsistente aanvragen zullen door het CMS geweigerd worden. Specifiek voor Vlaanderen zal, indien een netgebruiker met lokale productie < 10 kva bewust kiest voor een gescheiden meting (A+ en A- apart gemeten), deze dan vallen onder de service valorisatie (conform Afspraken: Market Operations Stuurgroep: 23/03/2017). Voor Wallonië biedt de CWaPE de mogelijkheid om de service valorisatie te contracteren, uitsluitend voor netgebruikers met een bidirectionele meter (die de afname en de injectie op verschillende registers meet) en een injectievermogen <= 10 kva. Voor de andere kleine producenten (<= 10kVA) zonder bidirectionele meter blijft de service compensatie van toepassing. Grote producenten (> 10kVA) krijgen tot slot de mogelijkheid om de services vermarkting van de injectie en beperkte vermarkting van de injectie te kiezen. De service beperkte vermarkting van de injectie werd voornamelijk aangeboden met het oog op de overschakeling naar de leverancier van de DNB. Q2. Zal compensatie volledig verwijderd worden? Context: Deze vraag houdt verband met de nieuwe diensten die via UMIG 6 beschikbaar zijn. Is het de bedoeling dat compensatie volledig verwijderd zal worden? Indien ja, wanneer? Wat zouden de gevolgen zijn voor de netgebruikers die vandaag al compensatie hebben? Antwoord: We zullen volgens de gemaakte afspraken met de regulatoren het uitdoofscenario voor de service compensatie toepassen. In het kort uitgelegd, betekent dit voor Vlaanderen en Brussel: Indienststellingen van lokale producties (LP) met ED < 01/09/2018 compensatie 9

10 Indienststellingen van lokale producties met ED >= 01/09/2018 valorisatie (nieuwe aansluitingen met LP en bestaande aansluitingen met nieuwe eerste installatie LP < 10kVa) Transitie van bestaande aansluitingen met reeds geïnstalleerde LP < 10 kva - Op periodieke afrekening - Op vraag van energieleverancier Concreet betekent dit voor de netgebruikers dat ze ook een vergoeding kunnen krijgen voor hun overcompensatie. De regulator werkt hiervoor aan een advies. Voor Wallonië heeft de CWaPE op 01/02/2017 het volgende bepaald inzake de toepassing van de laagspanningscompensatie tussen de afnames en de injecties op het net van kleine zelfopwekkingsinstallaties met een groen certificaat en een spanning <= 10 kva: de service compensatie blijft van toepassing bij UMIG 6 en wordt dus opgenomen in de Service Cataloog. Er wordt niet voorzien om post go-live CMS over te gaan naar een automatische overschakeling van de service "compensatie" naar de service "valorisatie" voor Headpoints die uitgerust zijn met bidirectionele meters bij periodieke of gemengde afnames. Een service zal enkel gewijzigd kunnen worden op uitdrukkelijk verzoek van de netgebruiker (de CWAPE analyseert momenteel de mogelijkheid om dit voorschrift af te schaffen). De toegangspunten die momenteel voorzien zijn van een compensatiesysteem (bij UMIG 4), worden gemigreerd naar het CMS (UMIG 6) volgens datzelfde regime. Q3. Zullen netbeheerders toegang hebben tot de groene meters (productiemeters van lokale productie) voor de meteropnames? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de vermarkting van de productie. Antwoord: Voor Vlaanderen: Onder de 10 kva is een beslissing nodig van de regulator. Voor productie boven de 10 kva plaatsen de netbeheerders nu reeds een AMR meter, waarvan ze de data rapporteren aan de VREG. De uitrolmodaliteiten voor de digitale meter worden bepaald door de minister conform het energiedecreet. Minister Tommelein werkt momenteel aan de modaliteiten van een uitrol. De netbeheerders zijn vragende partij om deze gegevens mee in de digitale meterketting te nemen. Voor Wallonië is dit voorzien in de UMIG, maar de groene meters zullen in eerste instantie niet beheerd worden door de DNB. De CWaPE heeft hierover nog geen besluit genomen. In de nabije toekomst zijn er geen plannen om de gegevens van de groene meter in kaart te brengen. 10

11 Q4. Hoe zullen de meteropnames voor het verbruik opgenomen/gestuurd worden? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de vermarkting van de productie. Het geval van een terugdraaiende meter kan hierbij een voorbeeld zijn. Antwoord: Zie ook vraag Q5. Zullen netbeheerders toegang hebben tot de groene meters (productie meter van lokale productie) voor de meteropnames? De productiemeters voor installaties < 10 kva zijn momenteel niet in het beheer van de netbeheerder. Eens de productiemeter in beheer is bij de netbeheerders zullen de verbruiken conform de UMIG 6 afspraken uitgestuurd worden. De huidige groene meters blijven volgens de geldende afspraken werken. Verbruiken gemeten door installaties > 10 kva zullen conform de UMIG 6 uitgestuurd worden. Bij Resa worden de verbruiksgegevens, voor zover die beschikbaar zijn (dat zal niet het geval zijn voor go-live CMS bij Resa), op exact dezelfde wijze als de andere soorten gegevens (afname, injectie of productie) aan het CMS overgemaakt. Q5. Zal een gebruiker met een terugdraaiende meter een dienst met valorisatie van de injectie kunnen kiezen? Context: Deze vraag werd gesteld in de context van het bestaan van technische aanwijzingen (bv. een bepaalde soort meter) om toegang te hebben tot een dienst. Antwoord: Valorisatie van de injectie zal aangeboden worden, aangezien de volumes gecompenseerde afname en gecompenseerde injectie kunnen berekend worden. Conform de marktafspraken UMIG 6 zullen beide volumes ook voor de dienst compensatie vanaf 01/09/2018 aangeleverd worden. Voor Wallonië, voor de zogenaamde turn-backmeters zal geen valorisatie mogelijk zijn, cfr. het besluit van de CWaPE van 01/02/2017. Deze service zal voortaan niet beschikbaar zijn in de Preswitch van dit type Headpoint. Als de netgebruiker wil overschakelen naar valorisatie, moet hij aan de DNB vragen om zijn meter door een bidirectionele meter te laten vervangen (betalende prestatie). Q6. Bestaat er een planning rond de evolutie van de dienstenvoorstelling? Context: Indien dergelijke planning bestaat, zijn er specifieke mensen die hierop werken (contactgegevens)? 11

12 Antwoord: De dienstenvoorstelling zal in parallel verlopen met de ontwikkelingen van het wettelijk kader. 1.3 Impact netgebruikers Q1. Waar kan teruggevonden worden welke diensten en kosten voor een netgebruiker verbonden zijn aan de installatie van een bepaalde meter? Context: Deze vraag wordt gesteld in de context van de installatie van een meter en de impact ervan op de netgebruiker. De vraag is eveneens gerelateerd aan de noodzakelijkheid om een bepaalde soort meter te hebben voor de toegang tot een dienst. Antwoord: We verwijzen naar de goedgekeurde tarieven van de netbeheerders, terug te vinden op de respectievelijke websites. Een netgebruiker kan contact opnemen met zijn DNB voor prijsvraag/offerte voor zijn specifiek geval. Q2. Zullen gebruikers die een lokale productie-installatie hebben en over een terugdraaiende meter beschikken deze moeten veranderen? Context: Deze vraag wordt gesteld in de context van de installatie van een meter en de impact ervan op de netgebruiker. Extra vraag: indien ja, zal de gebruiker zelf voor de kost van de terugdraaiende meter moeten opdraaien? Antwoord: Wenst een netgebruiker een specifieke dienst waarvoor het meetsysteem moet worden vervangen, dan dient hij daarvoor de kosten te dragen (gepubliceerde tarieven). In deze fase heeft de DNB geen systematische vervanging gepland, tenzij dit voorgeschreven is bij regelgeving. De vervanging of invoering van digitale meters zal voorrang krijgen in functie van bepaalde criteria die bepaald en aangekondigd worden door de minister van energie. Dit antwoord heeft geen betrekking op de Brusselse netgebruikers (alle prosumenten in Brussel hebben een A+/A- meter). 1.4 Structure domein 12

13 Q1. In welke Preswitching categorie zal de uitleesfrequentie van de meter ter beschikking worden gesteld aan de energieleverancier? Context: Aan de hand van de documentatie vermoedt men dat dit pas in de Preswitching Full kenbaar wordt gemaakt. Deze Preswitching Full is enkel toegestaan wanneer je reeds energieleverancier bent op een aansluiting. Antwoord: Bij de Preswitching zal de uitleesfrequentie enkel via de Preswitching Full ter beschikking worden gesteld aan de energieleverancier, daarnaast zal de uitleesfrequentie ook via het TMD bericht naar de energieleverancier worden gezonden. Zie ook UMIG IM ST 05 Preswitching v6.5.1, hoofdstuk 4. Related Information Models. Opmerking: bij Preswitching Light wordt de cataloog met beschikbare diensten en configuraties ter beschikking gesteld van de leverancier. Die vermeldt de facturatiefrequentie, die echter heel vaak vergelijkbaar zal zijn met de opnamefrequentie (tenminste bij Resa). Q2. Is het mogelijk om netgebruikers te weren vanaf UMIG 6? Context: Een energieleverancier kan vanuit de markt een Request Start Acces ontvangen vanuit de netbeheerder wanneer een netgebruiker aangeeft hem als energieleverancier te willen op zijn/haar aansluiting. Mag de energieleverancier het Request weigeren? Antwoord: Het regularisatieformulier dat de energieleverancier ontvangt via het Request Start bericht heeft een contractuele waarde, mits voldaan is aan de juiste modaliteiten kan hij dus een netgebruiker niet weigeren. Deze modaliteiten worden beschreven in het document: UMIG BR ST 02 Structuring Process v6.5, hoofdstuk 9.2 Request Start. Q3. Hoe om te gaan met de Prepayment functionaliteit op een aansluiting? Context: Het is mogelijk een Prepayment proces te starten op een aansluiting. Geldt dit enkel voor de netgebruikers? Dit lijkt enkel van toepassing op budgetmeters. Klopt dat? Zo ja, komen deze type meters voor in de B2B markt? Antwoord: Prepayment is enkel mogelijk voor digitale meters. De Prepayment die in UMIG 6 wordt vermeld heeft betrekking op de voorafbetaling in het kader van de ODV (Openbare dienstverplichtingen) en niet in het kader van de commerciële voorafbetaling. Bijgevolg is dit enkel van toepassing op residentiële netgebruikers. In een latere UMIG versie is het mogelijk om commercial Prepayment verder uit te werken. 13

14 Zie ook UMIG BR ST 03 Handle Request, hoofdstuk Budget Meter Installation / Activation vs Prepayment. Q4. Wie bepaalt of de facturatiefrequentie van een toegangspunt aangepast mag worden en vanaf welke datum dit zal ingaan? Context: Wanneer en door wie mag bepaald worden of een aansluiting van maandelijks naar jaarlijks veranderd of vice versa? Antwoord: Er dient een onderscheid gemaakt te worden tussen digitale meters en klassieke meters. Voor de klassieke meters zal de netbeheerder de facturatiefrequentie aanpassen in functie van de richtlijnen in het Technisch Reglement. Deze aanpassing door de netbeheerder zal steeds een interventie op het terrein inhouden en zal via een update van de Technical Master Data (TMD) aan de energieleverancier kenbaar worden gemaakt. De ingangsdatum zal dus afhangen van de technische interventie bij de netgebruiker. Voor digitale meters is het mogelijk dat de netbeheerder via de Service Cataloog een facturatiewijziging ter beschikking stelt vanaf een bepaalde beschikbaarheidsdatum. De energieleverancier heeft dan de mogelijkheid om deze configuratie te wijziging door bv. gebruik te maken van de module Update Customer Metering Configuration. Deze configuratiewijziging kan ook gekoppeld worden in een Start Access of Initiate Local Production module. Zie ook UMIG BR ST 03 Handle Request, hoofdstuk 16 Handle Update Customer Metering Configuration. 1.5 Settle domein Q1. Worden SLP s en overige informatie op register gecommuniceerd? Antwoord: Ja. In het Snapshots Master Data Bericht (SE-INT-01) worden Load Profile Codes (RLPs, SLP EX, SPP) op registerniveau gecommuniceerd. Zie ook UMIG BR SE 04 Exchanged Information: 14

15 Q2. Wordt allocatiedata nog steeds voor elk headpoint naar zowel de Balance Supplier (BS) als de Balance Responsible Party (BRP) gestuurd? Context: In de documentatie wordt gesproken over onbalansdata aan de BRP en allocatiedata aan de BS. Klopt het dat de BRP enkel data ten behoeve van de onbalans krijgt? Antwoord: De BRP krijgt alleen geaggregeerde allocatiegegevens, niet de allocatiegegevens per SDP. Zie ook UMIG BR SE 02 Allocation Process Electricity, pagina Q3. Worden er indien de energieleverancier BS is van of levering of teruglevering en niet allebei, standaard de gegevens van zowel levering als teruglevering aan de BRP gestuurd? Context: Voor de forecasting van SDPs waarvan de energieleverancier enkel BS van levering of teruglevering is, is het van belang beide allocatiestromen te ontvangen. Antwoord: Indien een BS alleen contract heeft op bijvoorbeeld levering, dan zal de BRP geen metering en geen allocatieresultaten ontvangen van het gedeelte teruglevering. Zie ook UMIG BR SE 02 Allocation Process Electricity, p70: De Balance Suppliers en Balance Responsible Parties moeten als dusdanig geregistreerd zijn voor de actieve toegangspunten in het Toegangsregister van de Metering Point Administrator in de maand die gealloceerd wordt. Q4. Worden de basisgegevens van de reconciliatie per connectie aangeleverd of dient dit berekend te worden uit SJV (standaard jaarverbruik) en verbruiken? Context: Reconciliatie gaat per SDP in het nieuwe marktmodel. Gaan de gegevens die aan de grondslag liggen van de berekening meegeleverd worden, dit wil zeggen allocatie en verbruik per maand per SDP? Antwoord: De BS krijgt elke maand allocatieresultaten per SDP. Zie ook UMIG BR SE 02 Allocation Process Electricity p105. Verder krijgt hij ook UTIL-VI (per SDP op basis van metering) berichten die als basis dienen voor de reconciliatieberekening. Zie ook UMIG BR SE 02 Reconciliation Process, p Billing domein 15

16 Q1. Hoe zal de procedure voor facturatie van de Gridfees plaatsvinden wanneer er een Headpoint bestaat voor twee verschillende energieleveranciers: een contract voor injectie en een contract voor productie? Antwoord: Een Headpoint kan bestaan uit meerdere SDP's en elke SDP kan een contract hebben met een energieleverancier, onafhankelijk van de energieleverancier op de andere SDP s van het HP. Dit kan het geval zijn voor vermarkting injectie en vermarkting productie. De services vermarkting injectie en vermarkting productie zullen niet noodzakelijk door elke DNB aangeboden worden. De Gridfee zal gebaseerd worden op 1 of meerdere aanwezige SCE's. Per SDP wordt er een Gridfee opgemaakt volgens de gekozen Service Component (respectievelijk afname/injectie of consumptie/productie). Iedere Service Component heeft zijn eigen tarief. Bij Resa zullen we in geval van vermarkting van de injectie S_COMINJE over een SDP voor afname (SC_COMMOFF) en een SDP voor injectie (SC_COMMINJ) beschikken. Bij Resa is de vermarkting van de injectie de enige service die uit verschillende SC's bestaat. We herinneren er overigens aan dat Resa de injectie momenteel niet aanrekent. Zie ook presentatie Supplier Info Session Tariff Structure March 2017: LINK Q2. Hoe zal de procedure voor facturatie van de Gridfees plaatsvinden wanneer er een beperkte vermarkting van de injectie of van de productie bestaat? Context: In dit geval zijn er dus twee verschillende contracten voor één leverancier. Op welk contract zullen de Gridfees gefactureerd worden? Injectie/productie, afname/verbruik, of beide? Antwoord: Bij beperkte vermarkting injectie en beperkte vermarkting productie is er maar 1 SDP en 1 contract. Gridfee zal gebaseerd worden op 1 of meerdere aanwezige SCE's. Bij Resa is er bij beperkte vermarkting van de injectie S_COCOINJ maar één SDP voor de afname en voor de injectie onder de SC "SC_OFFINJE". Bij Resa zijn er twee SCE's beschikbaar voor deze service: SCE_OFFTAKE voor de afname en SCE_INJECTI voor de injectie. Aangezien we de injectie niet aanrekenen, zal de facturatie van de Gridfee uitsluitend op basis van de SCE_OFFTAKE plaatsvinden. Zie ook presentatie Supplier Info Session Tariff Structure March 2017: LINK 16

17 Q3. Zullen de tarieven in de toekomst anders berekend worden? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de facturatie van de Gridfees. Antwoord: Neen, wat de componenten betreft die in een tarief zitten (tenzij er nog componenten zouden bijkomen/verdwijnen of er vanuit de regulator nog een wijziging in de tariefstructuur zou komen). Er zijn wel enkele kleine wijzigingen die in UMIG 6 vastgelegd zijn, zoals de pro-rata aanrekening van de voortschrijdende piek. Bij Resa zijn de tariefformules die bij elk tariefcomponent behoren, identiek aan de huidige formules. Enkele verschillen als gevolg van de UMIG 6-regels zijn bij Resa bijvoorbeeld de facturatie van de voorschotten (UMIG 6: 12 voorschotten aanrekenen, bestaan van een voorschot voor een maand heeft geen invloed, het voorschot zal voor een volledige maand gefactureerd worden), contracten met maandelijkse DGOBillFrequency en tariefwijziging (UMIG 6: het maandtarief wordt toegepast, behalve als de einddatum van opnameperiode later valt dan Maand + 10 kalenderdagen, dan gelden de tarieven van Maand + 1). Zie ook presentatie Supplier Info Session Tariff Structure March 2017: LINK Q4. Gridfee processen tonen een communicatiestap naar de Gridfee responsible met daarin de vermelding business success, hoe vindt deze communicatie plaats? Context: Zie UMIG - BR - BI - 02 Gridfee billing (pagina 49). Antwoord: Dit moet niet als een communicatiestap beschouwd worden, maar gewoon (zoals bij elk proces vermeld) als de manier waarop het proces eindigt. Het uitsturen van de nodige berichten markeert het einde van de Billing processen (succes). In dit voorbeeld: Eindigt wanneer: het gridfeevoorschotproces eindigt wanneer de Slim-Fast-INVOIC, de details per toegangspunt van de Slim-Fast-INVOIC en de papierfactuur ontvangen werden door de Balance Supplier. Q5. Worden referenties op lijnniveau meegestuurd zodat een voorschotlijn van een YMR aansluiting gekoppeld kan worden aan een creditlijn? Context: Is het voor de ontvangende partij mogelijk om de creditlijn van een eerder ontvangen voorschotlijn aan elkaar te linken middels een factuurlijn referentie, zoals dit nu mogelijk is in UMIG 4? Zie UMIG - BR - BI - 02 Gridfee billing (pagina 49). 17

18 Antwoord: Zie sectie 5.5 Invoicing Line Numbering van het document UMIG IM XD 05 BIM Introduction and General Principles: RelatedLineItemNumber: if an invoice line from one document comes from an invoice line from another document, the invoice line number of this second document will be given in RelatedLineItemNumber Binnen het BI-INT-3 Gridfee Advance By Access Point bericht worden alle invoice lijnen door de RelatedLineItemNumber met de LineItemNumber van het BI-INT-8 Gridfee Reference Advance By Access Point bericht waarvan ze komen gelinkt. Binnen het BI-INT-6 Gridfee By Access Point bericht worden alle invoice lijnen die een invoice lijn van een BI-INT-3 Gridfee Advance By Access Point crediteren met deze lijn gelinkt door de RelatedLineItemNumber. Dezelfde logica omtrent voorschotten is ook geldig voor ODV. Voor meer info rond ODV zie ook presentatie Supplier Info Session Tariff Structure March 2017: LINK Q6. Hoe werkt de methodiek van het Bmonthly principe? Context: De Bmonthly wordt volgens de UMIG 6 omschrijving maandelijks aangerekend. Is dit te vergelijken met een voorschot een voorschotcreditering voor een jaarlijks bemeten aansluiting of volgt dit een ander proces? Antwoord: Het Bmonthly principe is enkel van toepassing voor Brussel. De BI-INT-14 Bmonthly INVOIC en BI-INT-16 Bmonthly By Access Point berichten (ODV) zijn vergelijkbaar met de BI-INT-4 Slim Fast en BI-INT-3 Gridfee Advance By Access Point berichten (Gridfee). Het BI-INT-16 bericht is een gedetailleerde versie van het BI-INT-14 Bmonthly INVOIC en deze berichten zijn eigenlijk aggregaties van de voorschotten van de verschillende toegangspunten (komt van BI-INT-17 Reference Bmonthly By Access Point) die in eenzelfde factuur opgenomen worden. U kunt meer informatie over de voorschot berichten voor ODV in de volgende secties van het document UMIG BR BI 02 Public Service Obligation (Brussels) terugvinden: Calculate Individual Reference Bmonthly Calculate Individual Bmonthly Calculate Aggregated Bmonthly Q7. Wat zijn de mogelijkheden voor het valideren van het spanningsniveau, het aangekondigd vermogen en het gemeten vermogen? 18

19 Context: De ODV (PSO) wordt berekend op bovenstaande punten. Is er voor de energieleverancier een mogelijkheid om dit te valideren of zal dit gemonitord moeten worden a.d.h.v. ontvangen verbruiken? Antwoord: Deze vraag is enkel van toepassing voor Brussel. ODV Brussels Hoofdstedelijk Gewest: voor hoogspanningsnetgebruikers elektriciteit wordt ODV inderdaad berekend op basis van: - Aangekondigd vermogen - Onderschreven vermogen - Schijnbaar vermogen Deze informatie wordt ook in de UTIL-PSO meegegeven in afzonderlijke InvoiceLines. Het uiteindelijke aangerekend vermogen wordt in een 4de InvoiceLine meegegeven. Dit aangerekend vermogen kan gelijk zijn aan het maximaal schijnbaar vermogen van de laatste drie jaar (wel steeds van dezelfde netgebruiker) vermenigvuldigd met 1,2 mocht het schijnbaar vermogen van de maand het aangekondigd / onderschreven vermogen overschrijden. Zie ook presentatie Supplier Info Session Tariff Structure March 2017: LINK 1.7 Measure domein Q1. Is een validatieniveau enkel herkenbaar aan het type bericht en niet aan de inhoud van het bericht? Context: Klopt het dat een validatieniveau van een verbruik alleen herkenbaar is aan het type bericht en niet aan een variabele die in het bericht gecommuniceerd wordt? Bijvoorbeeld ME-INT-14. Antwoord: Inderdaad. Opmerking: in het bericht zelf wordt per verbruik / index / intervalreading ook een validatieniveau vermeld. Zie hiervoor ook de tabel op pagina 22 van het document UMIG - BR - ME - 03 Measure process Q2. Welke kalender wordt er gecommuniceerd voor piek en dal? Context: Extra vraag: komt deze overeen met de 12 uurs kalender voor de continu gemeten aansluitingen? Antwoord: Deze kalenders worden niet via UMIG berichtuitwisseling gecommuniceerd. De netbeheerders zijn verantwoordelijk voor de kalenders. 19

20 1.8 Nieuw allocatiemodel (SPP) Q1. Kan het EAV negatief zijn? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de presentatie van de Supplier Info Session November 2016: LINK (slide 34). Antwoord: Dit kan in geval van unoccupied.location flag = unoccupied. Q2. Is er een gemiddelde PV curve per DNB beschikbaar? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de presentatie van de Supplier Info Session November 2016: LINK (slide 34). Antwoord: Ja. Zie ook presentatie Supplier Info Session November 2016: LINK Q3. Wat gebeurt er als er een fout is? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de presentatie van de Supplier Info Session November 2016: LINK (slide 37). Antwoord: Een aanvaardbare afwijking wordt gepreciseerd. In het slechtste geval beschikken we over de definitieve SPP op het moment van de allocatie. De DNB heeft de mogelijkheid om kennis te nemen van de SPP en er eventueel correcties in aan te brengen. Bij Resa zijn we niet van plan om correcties aan te brengen in de ontvangen SPP's. Q4. Zijn de gegevens voor AMR meters ook pas na 1-2 dagen beschikbaar? Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de presentatie van de Supplier Info Session November 2016: LINK (slide 39). Antwoord: Dit volgt een Europese directive. Elia publiceert het geheel van productie (profiel ervan omvat ook AMR). Individuele gegevens zijn pas vanaf Dag + 1 beschikbaar. UMIG 6 voorziet hier geen hulp bij. Voor Settlement zijn deze gegevens pas nodig vanaf Dag + 1. Q5. Is er hiernaast geen validatie van correctheid van de netbeheerders? 20

21 Context: Deze vraag wordt gesteld in het kader van de presentatie van de Supplier Info Session November 2016: LINK. Antwoord: Elia aggregeert alles, er is geen specifieke afrekening per DNB. Dit is net zoals vandaag het geval is. Q6. Gaat er iets veranderen aan de onbalanssystematiek? Antwoord: De onbalanssystematiek ligt onder de verantwoordelijkheid van de TSO. De communicatie tussen TSO en PV valt niet onder de scope van de UMIG documentatie. Voor deze vraag contacteert u best Elia / Fluxys. 1.9 Digitale meters Q1. Wat is de planning voor het implementeren van de digitale meters? Antwoord: Zie vraag Q3. Zullen gebruikers die een lokale productie-installatie hebben en over een terugdraaiende meter beschikken deze moeten veranderen? In Brussel is een beperkte uitrol van digitale meters voorzien vanaf eind 2017 voor alle nieuwe aansluitingen en grote renovaties. Bovendien is een piloot voor de systematische vervanging van klassieke meters door digitale meters voorzien voor De installatie van de digitale meters betekent nog niet dat de bijhorende marktprocessen geactiveerd worden. Deze marktprocessen kunnen enkel geactiveerd worden van zodra er een wettelijk kader is en het CMS operationeel is. Het wettelijke kader is momenteel nog in voorbereiding. ORES wil de uitrol van de digitale meters in 2019 opstarten en de algemene uitrol over een periode van 15 jaar spreiden. Q2. Wanneer zullen de meetregimes 1 en 3 in gebruik genomen worden? Antwoord: Zie vraag Q3. Zullen gebruikers die een lokale productie-installatie hebben en over een terugdraaiende meter beschikken deze moeten veranderen? In Brussel is een beperkte uitrol van digitale meters voorzien vanaf eind 2017 voor alle nieuwe aansluitingen en grote renovaties. Bovendien is een piloot voor de systematische vervanging van 21

22 klassieke meters door digitale meters voorzien voor De installatie van de digitale meters betekent nog niet dat de bijhorende marktprocessen geactiveerd worden. Deze marktprocessen kunnen enkel geactiveerd worden van zodra er een wettelijk kader is en het CMS operationeel is. Het wettelijke kader is momenteel nog in voorbereiding. In Wallonië zullen de eerste digitale meters pas vanaf 2019 geïnstalleerd worden. De regels die bepalen welke services / configuraties (waaronder het meetregime) voor een Smart HeadPoint beschikbaar zullen zijn, voorzien bij RESA dat regimes 1 en 3 in gebruik worden genomen na de installatie van de meter. Voor ORES kan de Linky (digitale meter) CdC (dus regime 3) naar de SI Smart versturen na zijn plaatsing op het terrein, dus vanaf Rapportering Q1. Hoe zal de Market Reporting georganiseerd worden? Context: Zijn er al stappen ondernomen om dit contractuele kader te regulariseren? Antwoord: Er moet een onderscheid gemaakt worden tussen enerzijds de werkzaamheden binnen de Werkgroep Marktrapportering (opvolger ex-post monitoring) en anderzijds de werkzaamheden binnen de Stuurgroep Herziening Toegangscontract. Tijdens de zittingen van de Stuurgroep Herziening Toegangscontract werd de wisselwerking tussen beide fora duidelijk gemaakt. De Werkgroep Marktrapporteringen zal input bezorgen aan de Stuurgroep op het vlak van: - KPI s metering en settlement - Kritische KPI s - Beheersmodel, timings en procedures Consequenties die verbonden worden aan de Marktrapportering worden opgenomen binnen onderhandelingen op vlak van Toegangscontract. Drempelwaarden kunnen in functie van het doel van de meting verschillend zijn. Bij alle fora zijn de energieleveranciers, regulatoren en netbeheerders betrokken. We werken dan ook in volledige transparantie aan de verschillende dossiers en hopen op een constructieve manier tot gedragen contracten te komen. 2. BESCHIKBARE DIENSTEN VOOR DERDE PARTIJEN 22

23 Q1. Is het de bedoeling de TPDA te gebruiken voor de aanvraag van historische meetdata ten behoeve van de forecast? Context: Om de onbalans per netgebruiker te verminderen is het belangrijk zo goed mogelijk te kunnen forecasten. De historische meetdata die via TPDA verkrijgbaar is, zou hierin dus kunnen helpen. Is dit vanuit de markt ook de bedoeling of is er een andere wijze waarop deze historische data bij de PV partij zou moeten komen? Antwoord: Historische meetgegevens zal de energieleverancier van het punt ontvangen als zijn Supply Contract start. Zie ook bv. Start Access in UMIG 6.5: - UMIG - BR - ST Structuring Process v Start Access - UMIG - BR - ST Handle Request v Procesverloop (van Start Access) - UMIG - BR - ME Request Metering v6.5 4 Request NUI Metered Data De energieleverancier die het punt in portefeuille heeft, kan ook een Preswitching Full doen. Met de Preswitching Full krijgt de energieleverancier o.a. de historische meetgegevens. Zie ook preswitching: UMIG - BR - ST Preswitching v6.5 6 Uitgewisselde gegevens. De regels voor de historische meetgegevens die een energieleverancier en een derde partij ontvangt zijn dezelfde. Q2. Op welke manier wordt een derde partij geïnformeerd over het beëindigen van een service in het CMS als gevolg van een Update Technical Master Data? Context: Het updaten van de Technical Master Data als gevolg van een MoveOut of StopLocalProduction kan van groot commercieel en financieel belang zijn voor de energieleverancier. Degelijke opvolg van dit bericht is daarom noodzakelijk. Welk bestandformaat wordt voor de Update gehanteerd met welke informatie en op welke termijn na de feitelijke wijziging van de Technical Master Data? Antwoord: Wanneer het CMS ten gevolge van een Update TMD merkt dat de DataService actief is, die na de Update TMD niet meer beschikbaar is, zal de derde partij een ST-INT-44 Message Third Party ontvangen. In dit bericht zal de Notification Reason BBC (Data Service Unavailable) zijn. Zie ook Exchange Information ST van UMIG-TPDA: UMIG TPDA - BR - ST Exchange Structure v BE-MessageThird Party. Q3. Is het voor een derde partij inzichtelijk welke andere derde partij een Data Contract heeft geactiveerd op een Service Component? Context: Het kan vanuit commercieel oogpunt relevant zijn te weten of een andere derde partij een Data Contract heeft met een bestaande netgebruiker. 23

24 Antwoord: Neen, een derde partij kan enkel zijn eigen DataContract en de gegevens die zij daarvoor heeft geregistreerd raadplegen en aanpassen. Het is de netgebruiker die weet wie een mandaat heeft om zijn meetgegevens te raadplegen. Indien nodig kan hij aan de DNB vragen wie er allemaal toegang heeft tot zijn meetgegevens. In tegenstelling tot de leveringsmarkt waar er slechts 1 Supply Contract kan zijn voor 1 Market Service Delivery Point in de tijd, is het in de datamarkt wel mogelijk dat er meerdere Data Contracten zijn voor 1 Data Service Delivery Point in de tijd. Bijgevolg kunnen er ook meerdere derde partijen samen actief zijn op een Data Service Delivery Point, maar de relationele gegevens blijven wel gescheiden. Q4. Hoelang is een geactiveerde service beschikbaar indien deze niet door de derde partij zelf wordt beëindigd? Context: Mogelijk moet de energieleverancier rekening houden met een geldigheidstermijn van een Data Contract. Antwoord: Er is geen geldigheidstermijn op een Data Contract. Een Data Contract kan door 4 zaken worden stop gezet: 1) Door de derde partij zelf 2) Door een wijziging van de netgebruiker in de markt 3) Door de DNB ten gevolge van een Update TMD (waardoor ook de Availabale Service Catalogue kan worden aangepast) 4) Door de DNB ten gevolge van een klacht Q5. Op welke manier wordt een netgebruiker geïnformeerd over het activeren van een service in het CMS? Context: Als klantgerichte energieleverancier is het van belang te weten welke impact de registratie van een Data Contract heeft op een netgebruiker. Ontvangt de netgebruiker een , met welke informatie en op welke termijn na registratie? Antwoord: Voorlopig is hier nog niets voor voorzien. TPDA is in eerste instantie enkel toegankelijk voor niet-residentiele netgebruikers. De netgebruiker kan wel aan de DNB vragen welke Data Contracten er zijn geregisteerd op zijn meetgegevens. Het mandaatbeheer is de verantwoordelijkheid van de derde partij. Bij misbruik zullen er sancties zijn. De regulatoren zijn dit momenteel nog aan het bestuderen. Q6. Uit welk veld kan worden opgemaakt of een meter continue, maandelijks of jaarlijk wordt uitgelezen? 24

25 Context: Ten behoeve van de productbepaling is het voor de energieleverancier relevant te weten op welke frequentie een meter wordt uitgelezen. In TPDA wordt een groot aantal velden gecommuniceerd. Wat is het juiste veld voor bepaling van de uitleesfrequentie? Zie ook UMIG TPDA - BR - ST Exchanged Information v1.1. Antwoord: Meter Reading Characteristics: - BH5 MMR of YMR - BH6 AMR - BH7 Smart Meter Reading Month: - Dit is enkel ingevuld voor jaarlijkse netgebruikers (YMR of SMR) Zie ook UMIG TPDA - BR - ST Exchanged Information v Exchanged Information Diagram (van TMD voor derde partijen). Q7. Vanaf wanneer is de TPDA CMS testomgeving beschikbaar? Context: Om interfacing functionaliteiten te testen is een TPDA testomgeving noodzakelijk. Om opleverkwaliteit te waarborgen is het wenselijk zo snel mogelijk te starten met deze testen. Antwoord: Vanaf oktober / november Dit werd aangekondigd in de eerste TPDA Usergroup. Op een volgende Usergroup worden de details gecommuniceerd. Zie slides van de eerste TPDA Usergroup (oktober 2016): LINK (slide 41) 3. ATRIAS OMGEVING Q1. Is de combinatie Market Portal en CMS mogelijk? Antwoord: Ja. In dat geval moet je kiezen voor een dedicated line (geen internet). Je kan met deze keuze bepaalde processen via de Market Portal laten lopen en andere via het CMS. Q2. Is er voor elke klant een aparte VPN verbinding nodig? Antwoord: Neen, verschillende klanten die bij dezelfde IT service provider zitten, kunnen dezelfde dedicated verbinding (VPN of leased line) delen. 25

26 Q3. Is er om toegang te krijgen tot de Message Validation Service een B2B connectie nodig? Antwoord: Ja. Als je XML wil gebruiken, heb je een dedicated B2B connectie nodig. Q4. Hoe kunnen software editors / implementatoren access krijgen? Antwoord: Met een dedicated line. Q5. Zullen buitenlandse IP adressen toegelaten worden? Antwoord: Ja. 4. BESCHIKBARE DIENSTEN IN DE ATRIAS OMGEVING 4.1 Message Validation Service Q1. Wat is de Message Validation Service (MVS)? Antwoord: De MVS is een self-service web service die de gebruiker toelaat om XML berichten te valideren op een gebruiksvriendelijke manier. De validatie gebeurt op basis van de XSD en verschillende testregels, beschreven in de UMIG documentatie. Momenteel is het volgende in scope: UMIG DGO, UMIG6, UMIG TSO, UMIG AO & UMIG TPDA. Q2. Vanaf wanneer zal de Message Validation Service beschikbaar zijn? Antwoord: Vanaf maart 2017 zal de Message Validation Service beschikbaar zijn op de MIT omgeving voor de energieleveranciers. Belangrijk is dus ook dat de connectie van de energieleveranciers tot deze omgeving in orde is. 4.2 Market Portal 26

27 Q1. Wat is de Market Portal? Antwoord: De Market Portal is een online platform waarmee elke energieleverancier kan participeren aan UMIG 6 marktprocessen. De gebruiksvriendelijke User Interface helpt om tal van processen op een efficiënte manier uit te voeren; zoals het opzoeken van een EAN, het versturen van diverse Requests, hulpdocumentatie raadplegen, PROGRAMMA 5.1 Transitie Q1. Wat gebeurt er met de aanpassing van het standaard jaarverbruik volgens de UMIG 6 Load Profiles? Antwoord: Bij start UMIG 6 is er een herberekening van alle standaard jaarverbruiken. De energieleveranciers zullen dit gecommuniceerd krijgen op moment van go-live I (was initieel gepland eind januari 2018, datum TBC in het kader van de nieuwe datum go-live CMS). Q2. Wat is het verschil tussen de error/warning file en de deployment status? Antwoord: De error/warning file is een specifiek rapport per marktpartij met het totaaloverzicht en de details van punten die om een of meerdere redenen descoped werden of speciale aandacht vragen na go-live. Waar de error/warning file gedetailleerde feedback geeft per gemigreerde EAN per Balance Supplier, wordt deze deployment status file gegenereerd als een enkel, volledig overzicht van alle EAN s die blocking issues hebben ondervonden tijdens migratie/deployment. Deze file geeft niet alleen informatie over de ondervonden errors, maar ook over het resolution plan en de timing. De error/warning file is dus een eenmalige snapshot. De deployment status wordt onderhouden, ook na go-live. Q3. Gelden alle acties voor energieleveranciers wat betreft transitie ook voor evenwichtsverantwoordelijken? 27

28 Antwoord: Elke energieleverancier behoudt zelf het contact met de evenwichtsverantwoordelijken, eveneens wat betreft het uitvoeren van de acties voor transitie. Vanuit transitie zal er nooit rechtstreeks contact opgenomen worden met de evenwichtsverantwoordelijken. 6. ALGEMEEN Q1. Is de documentatie ook in het Engels beschikbaar? Antwoord: Neen. Enkel in het Frans en Nederlands. Q2. Ik ken mijn login gegevens tot de Service Desk niet meer, hoe kan ik mijn account reactiveren? Antwoord: U kan uw account reactiveren via de volgende site: Geef uw adres in en klik op Forgot password? U zal nadien een nieuwe mail ontvangen om uw account te activeren. 28