Methodologie van Elia voor het bepalen van de vereiste balanceringscapaciteit

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Pagina 1 Methodologie van Elia voor het bepalen van de vereiste balanceringscapaciteit

Methodologie van Elia voor het bepalen van

de vereiste balanceringscapaciteit

20 November 2019

Revisiegeschiedenis

V1.1 04.10.2019 Elia’s voorstel voor publieke consultatie

V1.2 20.11.2019 Elia’s voorstel ter goedkeuring ingediend bij CREG

Disclaimer

Dit document, verstrekt door Elia, is het voorstel voor de methodologie om de vereiste balanceringscapaciteit te bepalen overeenkomstig artikel 228 §3 1° van het federaal technisch reglement

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Inhoud

Overwegende hetgeen volgt: ...3

TITLE 1 Inleiding ...5

TITLE 2 Algemene bepalingen ...5

Doelstelling ... 5

Definities en interpretaties ... 6

TITLE 3 Methodologie...6

Dimensionering van de reservecapaciteit voor aFRR en mFRR ... 6

Delen van reserves ... 6

Niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen ... 7

Balanceringscapaciteit ... 9

TITLE 4 Volumes vanaf 1 januari 2020 ... 10

Volumes aan balanceringscapaciteit voor de implementatie van de dagelijkse aankoop ...10

TITLE 5 Slotbepalingen ... 10

Tijdsplanning voor de implementatie ...10

Taal ...10

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Pagina 3 Methodologie van Elia voor het bepalen van de vereiste balanceringscapaciteit DE BELGISCHE TRANSMISSIESYSTEEMBEHEERDER,

Overwegende hetgeen volgt:

(1) Artikel 228 §3 1° van het Federaal Technisch Reglement (hierna 'FTR') stelt dat:

a. de transmissiesysteembeheerder na openbare raadpleging een voorstel (hierna 'LFC Means') ter goedkeuring indient, met de methode om voor elk van de balanceringsdiensten de balanceringscapaciteit te bepalen die binnen het LFC-blok van Elia moet worden gereserveerd;

b. dit voorstel ter goedkeuring wordt voorgelegd tegelijk met de operationele overeenkomst voor het LFC-blok (hierna 'LFCBOA'), zijnde het voorstel vermeld in artikel 6(3)e van Verordening (EU) 2017/1485 van de Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van het elektriciteitstransmissiesysteem (hierna 'SOGL');

c. de methodologie in het voorstel gebaseerd zal zijn op een analyse van de optimale terbeschikkingstelling van reservecapaciteit zoals vermeld in artikel 32(1) van Verordening (EU) 2017/2195 van de Commissie van 23 november 2017 tot vaststelling van richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering (hierna 'EBGL').

(2) De door Elia System Operator (hierna 'Elia') te reserveren balanceringscapaciteit voor FCR wordt bepaald door alle TSB's van de synchrone zone, in toepassing van de bepalingen van artikel 153 van de Europese SOGL-richtsnoeren, en wordt vermeld in de operationele overeenkomst voor de synchrone zone (hierna 'SAOA').

(3) De in artikel 6(3)e vermelde LFCBOA definieert de methodologie om de noden te bepalen aan reservecapaciteit die geen FCR is. Deze wordt ontwikkeld door de transmissiesysteembeheerder van het LFC-blok in overeenstemming met artikel 119 van de SOGL. De LFCBOA wordt door Elia ter goedkeuring voorgelegd in overeenstemming met artikel 6(3)e en 119(2) van de SOGL.

(4) Krachtens artikel 32(1) van de EBGL maakt elke TSB een analyse van de optimale terbeschikkingstelling van reservecapaciteit, die erop gericht is de kosten die verband houden met de terbeschikkingstelling van reservecapaciteit tot een minimum te beperken. Deze analyse houdt rekening met de volgende opties voor de terbeschikkingstelling van reservecapaciteit:

a. de inkoop van balanceringscapaciteit in de regelzone en de uitwisseling van balanceringscapaciteit met naburige TSB's, voor zover van toepassing;

b. het delen van reserves, voor zover van toepassing;

c. het volume van niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen die naar verwachting beschikbaar zullen zijn, zowel in hun regelzone als op de Europese platforms, rekening houdende met de beschikbare zoneoverschrijdende capaciteit.

(5) Krachtens artikel 228 §3 2° van het FTR geldt het volgende:

(4)

a. indien de periode van aankoop van balanceringscapaciteit gelijk is aan of langer is dan één jaar, legt de TSB het resultaat van de praktische toepassing van de dimensioneringsregels ter goedkeuring voor aan de regulerende instantie;

b. voor alle andere periodes van aankoop van balanceringscapaciteit worden de volumes aan balanceringscapaciteit na de toepassing van de dimensioneringsregels door de TSB onmiddellijk door deze laatste gemeld bij de nationale reguleringsinstantie.

(6) Elia heeft de belanghebbenden geraadpleegd over het ontwerpvoorstel overeenkomstig artikel 10 van de EBGL. Deze raadpleging heeft plaatsgevonden van 4 oktober 2019 tot 4 november 2019.

LEGT HET VOLGENDE VOORSTEL TER GOEDKEURING VOOR AAN DE CREG:

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TITEL 1 Inleiding

1. Conform artikel 228 §3 van het FTR is dit document (hierna 'LFC Means') een voorstel dat Elia heeft ontwikkeld met betrekking tot de methodologie voor het bepalen van de volumes aan balanceringscapaciteit voor aFRR en mFRR binnen het LFC-blok van Elia. De bepaling van de volumes aan balanceringscapaciteit houdt rekening met het volume aan gedeelde reserve en niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen.

2. Voor zover mogelijk worden de volumes van de verschillende types balanceringsdiensten berekend en voorgesteld op basis van de bovenvermelde methodologie.

TITEL 2 Algemene bepalingen Doelstelling

1. Door de te reserveren balanceringscapaciteit te bepalen, draagt de LFC Means bij tot de algemene doelstellingen die in artikel 3 van de EBGL worden bepaald:

a. effectieve mededinging, non-discriminatie en transparantie op de balanceringsmarkten bevorderen;

b. de efficiëntie van balancering en van de Europese en nationale balanceringsmarkten verbeteren;

c. de balanceringsmarkten integreren en de mogelijkheden voor de uitwisseling van balanceringsdiensten bevorderen, en tegelijk bijdragen tot de operationele veiligheid;

d. bijdragen tot de efficiënte langetermijnexploitatie en -ontwikkeling van het elektriciteitstransmissiesysteem en de elektriciteitssector in de Unie, en tegelijk de efficiënte en consistente werking van day-aheadmarkten, intradaymarkten en balanceringsmarkten vergemakkelijken;

e. garanderen dat de inkoop van balanceringsdiensten eerlijk, objectief, transparant en marktgebaseerd is, dat er geen ongeoorloofde belemmeringen voor nieuwe marktdeelnemers worden gecreëerd, dat de liquiditeit van balanceringsmarkten wordt bevorderd en dat ongeoorloofde verstoringen op de interne markt voor elektriciteit worden voorkomen;

f. de deelname van vraagrespons vergemakkelijken, met inbegrip van aggregatiefaciliteiten en energieopslag, en er tegelijkertijd voor zorgen dat zij concurreren met andere balanceringsdiensten op een gelijk speelveld en, voor zover nodig, onafhankelijk optreden als ze één verbruikersinstallatie bedienen;

g. de deelname van hernieuwbare energiebronnen vergemakkelijken en bijdragen tot de verwezenlijking van de doelstelling van de Europese Unie betreffende de doorbraak van hernieuwbare energiebronnen.

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Definities en interpretaties

1. De in deze LFC Means gebruikte termen hebben de betekenis van de definities in artikel 3 van de SOGL en artikel 2 van de EBGL.

2. Alle verwijzingen naar andere wetten worden expliciet vermeld. Alle artikelen zonder expliciete verwijzing naar andere wetten zijn artikelen van deze LFC Means.

3. 'mFRR Standard' wordt gedefinieerd als het mFRR-capaciteitsproduct dat wordt gekenmerkt door een onbeperkte activeringstijd en geen neutralisatietijd, zoals bepaald in de Voorwaarden voor de aanbieders van balanceringsdiensten voor Frequentieherstelreserves met manuele activering (mFRR), hierna ‘T&C BSP mFRR’.

4. 'mFRR Flex' wordt gedefinieerd als het mFRR-capaciteitsproduct dat wordt gekenmerkt door een beperkte activeringstijd en een neutralisatietijd tussen twee opeenvolgende activeringen, zoals bepaald in de T&C BSP mFRR.

TITEL 3 Methodologie

Dimensionering van de reservecapaciteit voor aFRR en mFRR

1. Elia bepaalt de waarde voor de noden aan positieve en negatieve reservecapaciteit voor aFRR en mFRR aan de hand van de methodologieën die in artikel 8 en 9 van de LFCBOA worden uiteengezet:

a. Elia bepaalt een vaste waarde voor de positieve en negatieve aFRR noden op basis van de statische dimensioneringsmethodologie die in de recentste goedgekeurde versie van de LFCBOA wordt vermeld.

b. Elia bepaalt voor elk van de zes periodes van vier uur een waarde voor de positieve en een waarde voor negatieve mFRR noden op basis van de dynamische dimensioneringsmethodologie die in de recentste goedgekeurde versie van de LFCBOA wordt vermeld.

Delen van reserves

1. Conform artikel 32(1) van de EBGL en artikel 10 van de LFCBOA houdt Elia in de dimensionering van haar balanceringscapaciteit rekening met het delen van reservecapaciteit met naburige TSB's. Dit heeft uitsluitend betrekking op overeenkomsten voor het delen van mFRR met andere TSB's, aangezien Elia geen overeenkomsten voor het delen van aFRR met andere TSB's heeft.

2. Elia beschikt over overeenkomsten voor het delen van mFRR met RTE, TENNET en NGET, die het delen van mFRR met naburige TSB's faciliteren. Elk van deze overeenkomsten wordt verwacht in 2020 operationeel te zijn en zal een positieve en negatieve gedeelde capaciteit van 350 MW faciliteren.

3. Het maximale gedeelde volume voor positieve reserve op mFRR dat in aanmerking kan worden genomen wordt berekend volgens artikel 10(1) van de LFCBOA.

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4. Het maximale gedeelde volume voor negatieve reserve op mFRR dat in de dimensionering in aanmerking kan worden genomen wordt berekend volgens artikel 10(2) van de LFCBOA.

5. Conform artikel 10(3) van de LFCBOA houdt Elia rekening met restricties op de operationele veiligheidslimieten en de vereisten voor de beschikbaarheid van de dienst voor het delen van mFRR:

a. deze reserves kunnen slechts worden geactiveerd in uitzonderlijke omstandigheden, zoals beschreven in de operationele overeenkomsten voor het delen van de mFRR-reserve om het evenwicht in het LFC-blok in stand te houden gedurende een beperkt aantal uren en op die manier een gedeelte van de mFRR- noden te dekken. Ze worden meestal geactiveerd nadat alle andere beschikbare balanceringsmiddelen (de niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen en de balanceringscapaciteit) gebruikt zijn.

b. Deze reserves zijn nooit gegarandeerd, aangezien de beschikbaarheid van grensoverschrijdende capaciteit niet verzekerd is en afhangt van de operationele beschikbaarheid van interconnectiecapaciteit aan de grenzen, de operationele veiligheidslimieten van het net (interne congestie in het net) en de beschikbaarheid van diensten voor het delen van reserves, zoals vermeld in de overeenkomsten met andere TSB's voor het delen van mFRR.

6. De activering van gedeelde reserves moet een uitzonderlijke maatregel blijven. In overeenstemming met artikel 4(5) en na een daling van het betrouwbaarheidsniveau van 99.9% (in 2018) naar 99.0% (in 2019) zoals bepaald door het percentiel van de probabilistische distributie van de potentiële positieve en negatieve onbalansen van het LFC-blok volgens artikel 8(2) van de recentste goedgekeurde versie van de LFCBOA legt Elia, uit voorzichtigheid en om de geplande activeringen te beperken:

a. de in de dimensionering opgenomen positieve gedeelde capaciteit vast op 50 MW;

b. de in de dimensionering opgenomen negatieve gedeelde capaciteit vast op 350 MW.

Niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen

1. Elia bepaalt het volume van de niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen die in aanmerking kunnen worden genomen om de vereiste reservecapaciteit in FRR te dekken op basis van een analyse van de historische beschikbaarheid van deze niet- gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor aFRR en mFRR voor een periode van twee jaar (van 1 juli 2017 tot 30 juni 2019).

2. Elia beschikt momenteel niet over mechanismen voor de uitwisseling van niet- gecontracteerde energiebiedingen voor aFRR of mFRR op de Europese platformen.

3. Elia bepaalt de beschikbaarheid van alle niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor aFRR. Deze beschikbaarheid blijkt niet hoger te zijn dan 75% (incrementele biedingen) of 43% (decrementele biedingen) van de waargenomen kwartieren.

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4. Elia bepaalt de beschikbaarheid van alle niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor mFRR. Elia zal niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor mFRR slechts in de dimensionering in rekening nemen indien het volume aan niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor mFRR samen met het volume aan gedeelde reserves voor mFRR volstaat om alle mFRR-noden te dekken.

5. De berekening van het beschikbare volume aan niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor mFRR wordt gebaseerd op de som van de verschillende types positieve en negatieve niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor elk kwartier van de in artikel 5(1) beoogde gegevens.

Deze berekening:

a. omvat alle incrementele en decrementele biedingen van niet-gecontracteerde energiebiedingen op 'coördineerbare' thermische eenheden en 'bidladder':

i. 'coördineerbaar' verwijst naar een kenmerk van een Leveringspunt DPSU

dat technisch in staat is om op verzoek van Elia zijn vermogensinjectie op het Elia-net binnen de 15 minuten te wijzigen;

ii. 'bidladder' verwijst naar niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen op leveringspunten zonder biedverplichtingen zoals vermeld in artikel 226 van het FTR.

b. omvat alle biedingen van pompopslageenheden:

i. incrementele biedingen alleen tijdens de ochtend (04.00 – 08.00 uur) vanwege energiebeperkingen;

ii. decrementele biedingen behalve tijdens de ochtend (04.00 – 08.00 uur) vanwege energiebeperkingen.

c. omvat alle verwachte biedingen van windkracht in 2020, gebaseerd op de historische productienominaties en rekening houdend met de toenemende capaciteit tussen 2017-2019 en 2020.

6. De berekening van het beschikbare volume aan niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen wordt aangevuld met de beschikbare capaciteit voor het delen van FRR via de beschikbare interconnectiecapaciteit (ATC) na intraday voor dezelfde tijdspanne. Deze resterende interconnectiecapaciteit is beperkt tot:

a. de gedeelde capaciteit per grens zoals vermeld in artikel 4(2);

b. de positieve en negatieve gedeelde capaciteit zoals vermeld in artikel 4(6).

Uit de analyse van de beschikbaarheid van niet-gecontracteerde balanceringsenergie voor mFRR blijkt dat:

a. er geen significante positieve capaciteit beschikbaar is;

b. aanzienlijke decrementele volumes van 800 MW tot 900 MW naar verwachting gedurende 95% tot 94% van de tijd beschikbaar zullen zijn en dat dit beschikbaarheidsniveau naar verwachting verder zal stijgen.

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Balanceringscapaciteit

1. Zoals vermeld in artikel 4(1) beschikt Elia niet over gedeelde reserves voor aFRR. Zoals vermeld in artikel 5(2) zijn niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen voor aFRR niet voldoende beschikbaar om een deel van de vereiste reservecapaciteit voor aFRR te dekken. Bijgevolg wordt het volume aan 'aFRR balanceringscapaciteit / secundaire reserve' bepaald als gelijk aan de waarde van de vereiste reservecapaciteit volgens artikel 3, namelijk 145 MW. Het aankoopproces en productievereisten worden gespecifieerd in de T&C BSP aFRR, en tot hun inwerkingtrede in de Marktwerkingsregels voor de compensatie van de kwartuuronevenwichten, ook gekend als de Balanceringsregels.

2. Elia zal de vereiste resterende positieve reservecapaciteit voor mFRR (rekening houdend met het delen van reserves en niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen zoals gespecificeerd in Artikel 4 en Artikel 5) dekken voor een volume aan 'mFRR balanceringscapaciteit / tertiaire reserve' gelijk aan de waarde van de vereiste resterende reservecapaciteit. Het aankoopproces en de productievereisten worden vermeld in de T&C BSP mFRR en tot hun inwerkingtrede in de Balanceringsregels.

3. Elia beschikt momenteel niet over mechanismen voor de uitwisseling van balanceringscapaciteit voor aFRR of mFRR met naburige TSB's.

4. Elia zal de vereiste positieve reservecapaciteit voor mFRR dekken met een capaciteit mFRR Standard die wordt bepaald door het minimum van een op 490 MW vastgelegde drempel en de vereiste mFRR-balanceringscapaciteit. Als de resterende vereiste positieve reservecapaciteit positief is, wordt ze aangekocht door middel van de producten mFRR Standard en mFRR Flex.

5. De aan te kopen positieve balanceringscapaciteit op mFRR wordt elke dag voor 07.00 uur voor elke periode van vier uur van de volgende dag gepubliceerd en in overeenstemming met artikel 228 §3 2° van het FTR gemeld bij de nationale reguleringsinstantie.

6. De in paragraaf 4 vermelde minimumcapaciteit zal vanaf 1 juli 2020 worden verhoogd tot 640 MW.

7. Elia zal geen negatieve mFRR-balanceringscapaciteit aankopen, aangezien de vereiste negatieve reservecapaciteit voor mFRR naar verwachting zal worden gedekt door de beschikbare reservedeling en de beschikbare niet-gecontracteerde balanceringsenergiebiedingen zoals vermeld in artikel 3, met een aanvaardbare waarschijnlijkheid.

8. Elia zal een jaarlijkse ex post analyse uitvoeren in het eerste kwartaal van elk jaar, op basis van historische gegevens van het vorige jaar, en zal nagaan of de positieve en negatieve FRR-noden voldoende door de beschikbare middelen worden gedekt. Met het oog op deze analyse zal Elia de resultaten van de positieve en negatieve FRR-noden op basis van de methodologie van de LFCBOA vergelijken met de beschikbare bronnen van aFRR (gecontracteerde aFRR-balanceringscapaciteit) en mFRR (niet-gecontracteerde balanceringsenergieaanbiedingen en delen van FRR-reserves).

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TITEL 4 Volumes vanaf 1 januari 2020

Volumes aan balanceringscapaciteit voor de implementatie van de dagelijkse aankoop

1. Tot de inwerkingtreding, zoals vermeld in TITEL 5, van de in TITEL 3 uiteengezette methodologie, namelijk de dagelijkse aankoop van reservecapaciteit, zal Elia het voor 2019 goedgekeurde gebruik van volumes voor balanceringscapaciteit verlengen:

a. 145 MW aFRR

b. 844 MW mFRR met minstens 314 MW mFRR Standard

TITEL 5 Slotbepalingen

Tijdsplanning voor de implementatie

1. De LFC Means treedt onmiddellijk in werking na goedkeuring door de nationale regelgevende instantie, de CREG, met uitzondering van TITEL 3, dat in werking treedt op de dag van inwerkingtreding van de T&C BSP mFRR.

Taal

1. Dit document wordt in het Engels, het Nederlands en het Frans gepubliceerd. In geval van onenigheid over de interpretatie van de in de LFC MEANS voorgestelde methodologieën hebben de Franse en de Nederlandse versie voorrang op de Engelse versie.

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Page 1 Méthodologie d’Elia pour déterminer la capacité d’équilibrage requise

Méthodologie d’Elia pour déterminer la capacité d’équilibrage requise

20 Novembre 2019

Historique des révisions

V1.1 04.10.2019 Proposition d’Elia pour consultation publique V1.2 20.11.2019 Proposition d’Elia soumise à la CREG

Disclaimer

Ce document, fourni par Elia, constitue la proposition de méthodologie pour la détermination de la capacité d'équilibrage requise conformément à l'article 228 §3 1° du Règlement Technique Fédéral.

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T ABLE DES MATIÈRES

Considérant ce qui suit ...3

TITRE 1 Introduction ...5

TITRE 2 Dispositions générales ...5

Objectif ... 5

Définitions et interprétations ... 6

TITRE 3 Méthodologie...6

Dimensionnement de la capacité de réserve aFRR et mFRR ... 6

Partage de réserves ... 6

Offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées ... 7

Capacité d'équilibrage ... 8

TITRE 4 Volumes à compter du 1^er janvier 2020 ...9

Volumes de capacité d'équilibrage avant la mise en œuvre de l’achat quotidien ... 9

TITRE 5 Dispositions finales ... 10

Délai de mise en œuvre ...10

Langue ...10

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Page 3 Méthodologie d’Elia pour déterminer la capacité d’équilibrage requise LE GESTIONNAIRE DU RÉSEAU DE TRANSPORT BELGE,

Considérant ce qui suit

(1) L’article 228, paragraphe 3, 1° du Règlement Technique Fédéral (ci-après « RTF ») spécifie que :

a. le gestionnaire de réseau de transport, après consultation publique, soumet une proposition pour approbation (ci-après « LFC Means ») contenant la méthodologie pour déterminer, pour chacun des services d’équilibrage, la capacité d’équilibrage à réserver au sein du bloc RFP d’Elia;

b. cette proposition est soumise pour approbation en même temps que l’Accord d’Exploitation de bloc RFP (ci-après « LFCBOA »), soit la proposition spécifiée à l’article 6(3)e du Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité (ci-après « SOGL ») ;

c. la méthodologie dans la proposition est basée sur une analyse de la fourniture optimale telle que spécifiée à l’article 32(1) du Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique (ci-après « EBGL »).

(2) La capacité d'équilibrage FCR à réserver par Elia System Operator (ci-après « Elia ») est déterminée par tous les GRT de la zone synchrone, en application de l’article 153 des lignes directrices européennes SOGL et de l’Accord d'Exploitation de Zone Synchrone (ci-après « SAOA »).

(3) Le LFCBOA visé à l’article 6(3)e fixe la méthodologie permettant de déterminer les besoins de capacité de réserve autres que FCR. Cette méthodologie est développée par le gestionnaire de réseau de transport du bloc RFP, conformément à l’article 119 de la SOGL. Le LFCBOA est soumis pour approbation par Elia, conformément aux articles 6(3)e et 119(2) de la SOGL.

(4) Conformément à l’article 32(1) de l’EBGL, chaque GRT effectue une analyse de la fourniture optimale de capacité de réserve, en vue de réduire au minimum les coûts associés à cette fourniture. Cette analyse tient compte des options suivantes pour la fourniture de capacité de réserve :

a. l'acquisition de capacité d'équilibrage au sein de la zone de contrôle et l’échange de capacité d'équilibrage avec les GRT voisins, le cas échéant ;

b. le partage des réserves, le cas échéant ;

c. le volume des offres d'énergie d'équilibre non contractualisées dont on prévoit la mise à disposition au sein de leur zone de contrôle et sur les plateformes européennes, compte tenu de la capacité disponible entre zones.

(5) Conformément à l’article 228, paragraphe 3, 2° du RTF :

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a. si la période d'achat de capacité d'équilibrage est égale ou supérieure à un an, le résultat de l'application pratique des règles de dimensionnement est soumis par le GRT à l’autorité nationale de régulation pour approbation ;

b. pour toutes les autres périodes d'achat de capacité d'équilibrage, le résultat de l'application pratique des règles de dimensionnement par le GRT est immédiatement notifié par ce dernier à l’autorité nationale de régulation.

(6) Elia a consulté les parties prenantes sur le projet de proposition conformément à l'article 10 de la EBGL. Cette consultation s'est déroulée du 4 octobre 2019 au 4 novembre 2019.

SOUMET LA PROPOSITION SUIVANTE À L’APPROBATION DE LA CREG :

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TITRE 1 Introduction

1. Conformément à l’article 228, paragraphe 3 du RTF, le présent document (ci-après « LFC Means ») est une proposition développée par Elia quant à la méthodologie pour déterminer les volumes de capacité d'équilibrage aFRR et mFRR pour le bloc RFP d’Elia. La détermination des volumes de capacité d'équilibrage tient compte du volume de partage de réserves et des offres d’énergie d'équilibre non contractualisées.

2. Quand c’est possible, les volumes de différents types de services d'équilibrage sont calculés et proposés sur la base de la méthodologie susmentionnée.

TITRE 2 Dispositions générales Objectif

1. En déterminant la capacité d'équilibrage à réserver, les LFC Means contribuent aux objectifs généraux définis à l’article 3 de l’EBGL :

a. promouvoir la concurrence, la non-discrimination et la transparence effectives sur les marchés de l'équilibrage ;

b. renforcer l'efficacité de l'équilibrage ainsi que l'efficacité des marchés européen et nationaux de l'équilibrage ;

c. intégrer les marchés de l'équilibrage et promouvoir les possibilités d'échanges de services d'équilibrage tout en contribuant à la sécurité d'exploitation ;

d. contribuer à l'exploitation et au développement efficaces à long terme du réseau de transport de l'électricité et du secteur de l'électricité dans l'Union tout en facilitant le fonctionnement efficient et cohérent des marchés journalier, infrajournalier et de l'équilibrage ;

e. assurer que l'acquisition de services d'équilibrage soit équitable, objective, transparente et fondée sur le marché, éviter de placer des obstacles indus à l'entrée de nouveaux acteurs, favoriser la liquidité des marchés de l'équilibrage tout en prévenant des distorsions indues au sein du marché intérieur de l'électricité ;

f. faciliter la participation active de la demande, notamment par des dispositifs d'agrégation et de stockage de l'énergie, tout en veillant à ce que la concurrence entre elles et les autres services d'équilibrage respecte des règles équitables et, le cas échéant, à ce qu'elles agissent de manière indépendante lorsqu'elles desservent une seule installation de consommation ;

g. faciliter la participation des sources d'énergie renouvelables et soutenir la réalisation de l'objectif de l'Union européenne concernant la pénétration de la production d'électricité à partir de sources renouvelables.

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Définitions et interprétations

1. Aux fins des présentes LFC Means, les termes utilisés s’entendent dans le sens des définitions de l'article 3 de la SOGL et de l’article 2 de l’EBGL.

2. Toutes les références à d’autres actes législatifs sont explicitement définies. Tous les articles sans référence explicite à d'autres actes législatifs concernent des articles des présentes LFC Means.

3. « mFRR Standard » est défini comme le Produit de la Capacité mFRR caractérisé par un temps d’activation illimité et l’absence de temps de neutralisation, comme spécifié dans les Modalités et Conditions applicables aux fournisseurs de service d’équilibrage pour le service de Réserve de Restauration de la Fréquence avec activation manuelle (mFRR), (ci-après « T&C BSP mFRR »)

4. « mFRR Flex » est défini comme le Produit de la Capacité mFRR caractérisé par un temps d’activation limité et un temps de neutralisation entre deux activations successives, comme spécifié dans les T&C BSP mFRR.

TITRE 3 Méthodologie

Dimensionnement de la capacité de réserve aFRR et mFRR

1. Elia détermine la valeur des besoins en capacité de réserve aFRR et mFRR positifs et négatifs en suivant les méthodologies spécifiées aux articles 8 et 9 du LFCBOA :

a. Elia détermine une valeur fixe pour les besoins aFRR positifs et négatifs sur la base de la méthodologie de dimensionnement statique, comme spécifié dans la dernière version approuvée du LFCBOA.

b. Pour chacune des 6 périodes de 4 heures, Elia détermine une valeur pour les besoins mFRR positifs et une valeur pour les besoins négatifs pour le jour suivant, sur la base de la méthodologie de dimensionnement dynamique, comme spécifié dans la dernière version approuvée du LFCBOA.

Partage de réserves

1. Conformément à l’article 32(1) de l’EBGL et à l’article 10 du LFCBOA, Elia tient compte de du partage de capacité de réserve avec les GRT voisins lors du dimensionnement de sa capacité d'équilibrage. Cela concerne uniquement les accords en matière de partage de mFRR avec d’autres GRT étant donné qu’Elia n’a pas d’accords en matière de partage d’aFRR avec d’autres GRT.

2. Elia dispose d’accords de partage de réserves mFRR avec RTE, TENNET et NGET, qui facilitent le partage de mFRR avec les GRT voisins. Ces accords seront opérationnels en 2020 et faciliteront une capacité partagée positive et négative de 350 MW.

3. Le volume partagé maximal pour la réserve positive mFRR pouvant être pris en compte est calculé conformément à l’article 10(1) du LFCBOA.

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4. Le volume partagé maximal pour la réserve négative mFRR pouvant être pris en compte pour le dimensionnement est calculé conformément à l’article 10(1) du LFCBOA.

5. Conformément à l’article 10(3) du LFCBOA, Elia tient compte des restrictions quant aux limites de la sécurité d’exploitation et quant aux exigences en matière de disponibilité du service de partage mFRR :

a. ces réserves peuvent uniquement être activées dans les conditions exceptionnelles décrites dans les accords d’exploitation régissant le partage de réserves mFRR en vue de maintenir l’équilibre du bloc RFP pour un nombre d’heures limité et ainsi couvrir une partie des besoins mFRR. Elles sont généralement activées après l’utilisation de tous les autres moyens disponibles de l'équilibrage (les offres d’énergie d’équilibre non contractualisées et la capacité d’équilibrage) ;

b. ces réserves ne sont jamais garanties étant donné que la disponibilité de la capacité transfrontalière n’est pas assurée. Elles sont dès lors sujettes à la disponibilité opérationnelle de la capacité d'interconnexion aux frontières, aux limites de la sécurité d’exploitation du réseau (congestions internes au réseau) et à la disponibilité du service de partage de réserves, tel que spécifié dans les accords avec d’autres GRT régissant le partage mFRR.

6. Conformément à l’article 4(5), ainsi qu’à une réduction du niveau de fiabilité déterminé par le percentile de la distribution de probabilité des potentiels déséquilibres positifs et négatifs du bloc RFP comme spécifié à l’article 8(2) de la dernière version approuvée du LFCBOA : de 99.9 % (en 2018) à 99.0 % (en 2019), Elia détermine par prudence, et en vue de limiter les activations planifiées (étant donné que l’activation du partage de réserves doit rester une mesure exceptionnelle) :

a. la capacité de partage positive inclue dans le dimensionnement à 50 MW ; b. la capacité de partage négative inclue dans le dimensionnement à 350 MW.

Offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées

1. Elia détermine le volume d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées pouvant être pris en compte pour couvrir la capacité de réserve FRR requise sur la base d’une analyse de la disponibilité historique de ces offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées aFRR et mFRR sur une période de deux ans (du 1^er juillet 2017 au 30 juin 2019).

2. Elia ne dispose actuellement d’aucun mécanisme pour l’échange d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées aFRR ou mFRR sur les plateformes européennes.

3. Elia détermine la disponibilité de toutes les offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées aFRR. On constate que cette disponibilité n’excède pas 75 % (offres incrémentielles) ou 43 % (offres décrémentielles) des quarts d’heure observés.

4. Elia détermine la disponibilité de toutes les offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées mFRR. Elia ne tiendra compte que des offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées mFRR dans le dimensionnement si le volume d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées mFRR peut, avec le volume de partage de réserves mFRR, couvrir la totalité des besoins mFRR.

(18)

5. Le calcul du volume disponible d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées mFRR se base sur la somme des différents types d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées positives et négatives par catégorie pour chaque quart d’heure des données visées à l’article 5(1). Ce calcul :

a. inclut toutes les offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées incrémentielles et décrémentielles sur les unités thermiques « coordonnables » et « BidLadder » : i. « Coordonnables » fait référence à la caractéristique d’un Point de Livraison DPSU techniquement capable de modifier son injection de puissance sur le Réseau Elia dans un délai de 15 minutes à la suite d’une demande émanant d’Elia ;

ii. « BidLadder » fait référence aux offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées sur les points de livraison sans obligation de soumission comme spécifié à l’article 226 du RTF ;

b. inclut toutes les offres provenant des unités de pompage-turbinage :

i. offres incrémentielles uniquement le matin (04h00 – 08h00) en raison de contraintes énergétiques ;

ii. offres décrémentielles sauf le matin (04h00 – 08h00) en raison de contraintes énergétiques ;

c. inclut toutes les offres décrémentielles attendues de l’éolien en 2020, sur la base des nominations de production historiques, compte tenu de l’augmentation de capacité entre 2017-19 et 2020.

6. Le calcul du volume disponible d’offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées est complété par la capacité de partage FRR disponible à travers la capacité d'interconnexion disponible (ATC) après l’infrajournalier pour la même période. Cette capacité d'interconnexion résiduelle se limite :

a. à la capacité partagée par frontière, comme spécifié à l’article 4(2) ; b. à la capacité positive et négative partagée, comme spécifié à l’article 4(6).

L’analyse de la disponibilité de l'énergie d’équilibrage non contractualisée mFRR montre : a. qu’aucune capacité positive significative n’est disponible ;

b. que des volumes décrémentiels substantiels de 800 à 900 MW devraient être disponibles entre 95 et 94 % du temps et que ce niveau de disponibilité devrait encore augmenter.

Capacité d'équilibrage

1. Comme spécifié à l’article 4(1), Elia ne dispose pas de partage de réserves pour aFRR.

Comme spécifié à l’article 5(2), les offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées aFRR ne sont pas suffisamment disponibles pour couvrir une partie de la capacité de réserve aFRR requise. De ce fait, le volume de « capacité d'équilibrage aFRR/réserve secondaire » est équivalent à la valeur de la capacité de réserve requise selon l’article 3,

(19)

soit 145 MW. Le processus d’achat et les caractéristiques du produit sont spécifiés dans les T&C BSP aFRR, et jusqu'à leur entrée en vigueur, les règles de fonctionnement du marché relatif à la compensation des déséquilibres quart-horaires (également dénommées

« Règles d'équilibrage »).

2. Elia couvrira la capacité de réserve positive mFRR requise restante (après avoir tenu compte du partage de réserves et des offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées comme spécifié aux articles 4 et 5) pour un volume de « capacité d'équilibrage mFRR/réserve tertiaire » égal à la valeur de la capacité de réserve requise restante. Le processus d’achat et les caractéristiques du produit sont spécifiés dans les T&C BSP mFRR, et jusqu'à leur entrée en vigueur, les Règles d’équilibrage.

3. Elia ne dispose actuellement d’aucun mécanisme pour l’échange de capacité d’équilibrage aFRR ou mFRR avec les GRT voisins.

4. Elia couvrira la capacité de réserve positive mFRR requise via une capacité de mFRR Standard déterminée par le minimum entre un seuil fixé à 490 MW et la capacité d'équilibrage mFRR requise. La capacité de réserve positive requise restante (si positive) est contractée via les produits mFRR Standard et mFRR Flex.

5. La capacité d’équilibrage mFRR positive à acquérir est publiée chaque jour avant 7h du matin pour chaque période de 4 heures du jour suivant et notifiée à l’autorité nationale de régulation conformément à l’article 228, paragraphe 3, 2° du RTF.

6. La capacité minimale spécifiée au paragraphe 4 passera à 640 MW au 1^er juillet 2020.

7. Elia ne fera l’acquisition d’aucune capacité d'équilibrage mFRR négative étant donné que la capacité de réserve négative mFRR requise est prévue selon toute vraisemblance d’être couverte par le partage de réserves disponibles et les offres d’énergie d’équilibrage non contractualisées disponibles, comme spécifié à l’article 3.

8. Elia procèdera à une analyse ex post annuelle lors du premier trimestre de chaque année sur la base des données historiques de l’année précédente et déterminera si les besoins FRR positifs et négatifs ont été suffisamment couverts par les ressources disponibles. Aux fins de cette analyse, Elia comparera les résultats des besoins FRR positifs et négatifs sur la base de la méthodologie décrite dans le LFCBOA et les comparera aux ressources aFRR (capacité d'équilibrage aFRR contractualisée) et mFRR (offres d’énergie d'équilibrage non contractualisées et partage de réserves FRR) disponibles.

TITRE 4 Volumes à compter du 1

^er

janvier 2020

Volumes de capacité d'équilibrage avant la mise en œuvre de l’achat quotidien

1. Jusqu’à l’entrée en vigueur spécifiée au TITRE 5 de la méthodologie spécifiée au TITRE 3, c’est-à-dire l’achat quotidien de capacité de réserve, Elia étendra l’utilisation des volumes de capacité d’équilibrage comme approuvé en 2019.

a. 145 MW d’aFRR

(20)

Page 10 Méthodologie d’Elia pour déterminer la capacité d’équilibrage requise b. 844 MW de mFRR, avec au moins 314 MW de mFRR Standard

TITRE 5 Dispositions finales Délai de mise en œuvre

1. Les LFC Means entre en vigueur immédiatement après avoir été approuvés par l'autorité nationale de régulation, la CREG, à l'exception du TITRE 3 qui entrera en vigueur le jour de l’entrée en vigueur des T&C BSP mFRR.

Langue

1. Le présent document est publié en anglais, néerlandais et français. En cas de différences sur l’interprétation des méthodologies présentées dans le LFC Means, les versions en langues française et néerlandaise ont préséance sur la version en langue anglaise.

(21)

Page 1 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement

Request for amendment on Elia’s LFC block operational agreement

November 20, 2019

Disclaimer

This document is ELIA’s proposal on the modifications for the ELIA LFC Block Operational Agreements in accordance with Article 119 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation.

(22)

Page 2 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement THE BELGIAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATOR, TAKING INTO ACCOUNT THE FOLLOWING,

Whereas

1. Pursuant to Article 6(3)e and Article 119(1) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 Article 119 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (SOGL), Elia submitted a proposal regarding the Elia LFC block operational agreement (LFCBOA) to the relevant regulatory authority, the Commission for the Regulation of Electricity and Gas (hereinafter "CREG") for approval. The CREG approved the proposal on 27 May 2019.

2. In accordance with Article 7(4) of the SOGL, Elia may, in its capacity as responsible for drawing up a proposal for conditions or methodologies, request that this LFCBOA be amended.

3. This document is a request for amendment developed by Elia System Operator (hereafter referred to as “Elia”) regarding the methodologies and conditions included in the LFCBOA for the Elia LFC block.

4. Elia consulted the stakeholders on the draft proposal in accordance with Article 11 of the SOGL. This consultation has taken place from October 4, 2019 until November 4, 2019.

5. The LFCBOA is compliant with the common proposals provided for under the Synchronous Area Operational Agreement developed by all TSOs of each synchronous area according to Article 118 of the SOGL, hereafter referred to as SAOA.

(23)

Page 3 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement SUBMITS THE FOLLOWING MODIFICATIONS FOR APPROVAL TO THE CREG:

Timing for implementation

Article 15 of the LFCBOA which is currently into application is moved towards TITLE 1 “General Provisions” in a separate Article 2 and replaced by:

“The LFCBOA will enter into force after its approval by the National Regulatory Authority, CREG, at the same day as the Terms and Conditions for balancing service providers for manual Frequency Restoration Reserve (mFRR). Until that date, the methodologies and results of the previous version remain valid.”

This modification will also result in a modification of the article numbering throughout the document.

Dimensioning Rules for reserve capacity on FRR

Article 7 and 8 of the LFCBOA which is currently into application are replaced by a new Article 8:

“Article 8 - Dimensioning rules for reserve capacity on FRR

1. Elia dimensions the required reserve capacity on FRR on a daily basis in accordance with the minimum criteria set out in Article 157(2) SOGL on the basis of the maximum value resulting from:

a) a dynamic probabilistic methodology further specified in paragraphs 2 to 7 and in line with Article 157(2)b of the SOGL;

b) a dynamic deterministic methodology based on the dimensioning incident further specified in paragraph 8 and in line with Article 157(2)e and 157(2)f of the SOGL;

c) a minimum threshold based on the historic LFC block imbalances further specified in paragraph 9 and in line with Articles 157(2)h and 157(2)i of the SOGL.

2. The probabilistic methodology is based on a convolution of two distribution curves, one representing the prediction risk (paragraph 3) and another representing the forced outage risk (paragraph 5). This methodology has been designed to cover 99.0% of the LFC block imbalance risk. After the convolution, the new distribution is decomposed in a distribution of potential positive LFC block imbalances, and a distribution of potential negative LFC block imbalances. This calculation is conducted for each-quarter hour of the next day, and the 99.0% percentile of each probability distribution curve determines the minimum positive and negative required reserve capacity.

3. The probability distribution representing the prediction risk (PE) is based on historic LFC block imbalances. The LFC block imbalances are based on consecutive historical records with a resolution of 15 minutes and includes a period of two years, ending not before the last day of the second month before the month of the day for which the reserve capacity is calculated. The time series is filtered to remove periods with a forced outage of NEMO Link or generating units with a loss of power larger than 50 MW (until the end of the forced outage but limited to 8 hours after the start of the forced outage), periods with exceptional events (e.g. market decoupling) and periods with data quality problems (e.g. missing data).

(24)

Page 4 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement 4. The prediction risk is modelled for each quarter-hour of the next day based on the probability distribution of the LFC block imbalances specified in paragraph 3. Four methodologies to determine this selection of LFC block imbalances are implemented:

a) STATIC PE in which the probability distribution of the LFC block imbalances is determined once per month (the month before the month of the day for which the reserve capacity is calculated) based on all historical records specified in paragraph 3. The distribution remains constant and valid for the next month.

b) KMEANS PE in which the historical records specified in paragraph 3 are categorized in a set of clusters. These clusters are determined the month before the month of the day for which the reserve capacity is calculated based on a predefined list of features (i.e. categories of observations that exhibit system conditions: the prediction of generation and variations of onshore wind, offshore wind, the prediction of generation of photovoltaic capacity, the prediction of total load and its variations, as well as the predicted temperature and time of day). To determine the set of clusters, a “k-means clustering” machine learning algorithm is used¹. The k-means algorithm allocates a set of all observation in the historical records specified in paragraph 3 into disjoint clusters, each described by the mean μj of the observations in the cluster, such that the within-clusters sum-of-squares is minimized for the above-mentioned features. This is illustrated in the following figure for a simplified case with 5 clusters and 2 features. The implementation considers 15 clusters and 8 features.

In each cluster, the probabilistic distribution of LFC block imbalances of the periods associated with each cluster is calculated. During the day-ahead calculation of the FRR reserve capacity needs, it is determined for each quarter- hour to which cluster the corresponding day-ahead prediction of features is associated. This determines the relevant LFC block imbalance distribution representing the prediction risk.

1Specified in the Scikit-learn library for Python programming. https://scikit-

learn.org/stable/modules/generated/sklearn.cluster.KMeans.html where parameters are determined as: sklearn.cluster.KMeans(n_clusters=15, random_state=0). All other parameters are set at their default value.

(25)

Page 5 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement c) KNN PE in which the historical records specified in paragraph 3 are categorized based on an unsupervised nearest neighbour algorithm². The principle behind nearest neighbor methods is to find a predefined number of training samples closest in distance to the new point, and use them to predict the value of this new point. The number of samples is a user-defined constant (k-nearest neighbor learning, i.e. 3500). This distance is calculated based on the same predefined list of features as with KMEANS PE This method is illustrated on the following figure with 7 neighbors and 2 features, the orange dot being one of the periods being sized.

During the day-ahead calculation of the FRR reserve capacity needs, the relevant LFC block imbalance distribution representing the prediction risk is calculated based on the relevant 3500 nearest neighbours.

d) HYBRID PE method combines KMEANS PE and KNN PE method where observations belonging to the relevant cluster of the KMEANS PE calculation and to the relevant neighbourhood of the KNN PE calculations are used to determine the probability distribution, as illustrated on the figure below. Some observations (blue dots) are selected by both KNN and KMEANS methods, whereas other observations are selected by only one of the two methods (black dots in orange areas).

To avoid giving more weight to features with large order of magnitude, the distance between two observations in KMEANS PE and KNN PE is computed as the Euclidean distance between the corresponding vector of features: 𝑑(𝑜𝑏𝑠₁, 𝑜𝑏𝑠₂)² =

∑𝑗=1,…,#𝑓𝑒𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒𝑠(𝑓1,𝑗− 𝑓_2,𝑗)².. Therefore, each feature is scaled by means of a normal scaler

2Specified in the Scikit-learn library for Python programming https://scikit-

learn.org/stable/modules/generated/sklearn.neighbors.NearestNeighbors.html#sklearn.neighbors.Near estNeighbors where parameters are determined as: sklearn.neighbors.NearestNeighbors

(n_neighbours=3500). All other parameters are set at their default value.

(26)

Page 6 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement and defined as 𝑓𝑖,𝑗,𝑠𝑐𝑎𝑙𝑒𝑑 =^𝑓^𝑖,𝑗^{−𝑚𝑒𝑎𝑛(𝑓}_{𝑠𝑡𝑑(𝑓} ^{𝑎𝑙𝑙,𝑗}⁾

𝑎𝑙𝑙,𝑗) where 𝑓𝑖,𝑗 is the value of unscaled feature j for the

i-th observation, and 𝑓_{𝑎𝑙𝑙,𝑗} is the set of all observations of feature j.

All probability distributions of the LFC block imbalances used in this paragraph have been modelled with a Kernel Density Estimator³ with imbalance steps of 5 MW (from -2500 MW to 2500 MW)⁴.

5. To calculate the probability distribution representing the forced outages risk (FO), a distribution curve is calculated representing the probability to face a shortage or surplus capacity following forced outages (including HVDC-interconnectors with Great Britain).

This is based on two approaches:

a) STATIC FO in which the probability distribution curve is determined analytically once a month taking into account the rated capacity of each generation unit larger than 50 MW and the rated capacity of the interconnectors with Great-Britain, the duration with which a forced outage is assumed to impact the LFC block imbalance is assumed to be 8 hours and the probability (expressed below as forced outages per year) per technology type of facing a forced outage:

Technology type Forced outages per year

Nuclear 1.6

Classical 6.1

CCGT 5.2

GT 2.8

TJ 2.2

Waste 1.3

CHP 3.5

Pumped storage 1.9

NEMO-link (per side) 2.0

b) DYNAMIC FO where the probability distribution curve is determined analytically on daily basis for each quarter-hour of the next day taking into account :

o the available capacity of each generation unit taking into account latest information concerning the rated capacity and unavailability of (part of) the installed capacity due to unavailability known at the moment of prediction ; o the predicted schedule of the HVDC-interconnector for the next day based

on a prediction of the day-ahead price difference between Great Britain and Belgium. This is derived from the algorithm specified in paragraph 6. Also limitations on maximum capacity, known at the time of the prediction, are taken into account;

o the probability of outage and duration of impact of a forced outage on the LFC block imbalance is the same as in the STATIC FO.

3 Specified in the Scikit-learn library for Python programming https://scikit-

learn.org/stable/modules/generated/sklearn.neighbors.KernelDensity.html#sklearn.neighbors.KernelD ensity where parameters are determined as klearn.neighbors.KernelDensity(bandwidth=rule of thumb, kernel=’cosinus’)

4 Specified in the Scikit-learn library for Python programming https://scikit-

learn.org/stable/modules/generated/sklearn.neighbors.KernelDensity.html#sklearn.neighbors.KernelD ensity where parameters are determined as KernelDensity(bandwidth=”rule of thumb”,

kernel=’cosinus’). All other “Rule of thumb” is specified in

https://en.wikipedia.org/wiki/Kernel_density_estimation#A_rule-of-thumb_bandwidth_estimator

(27)

Page 7 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement 6. The day-ahead price difference between Belgium and Great Britain is determined for each-

quarter-hour of the next day based on a machine learning method taking into account total demand, wind and photovoltaic forecasts. For each quarter-hour the next day:

 Price_BE – Price_GB ≥ 7 /MWh, the interconnector is considered in import ;

 Price_BE – Price_GB ≤ -7 €/MWh, the interconnector is considered in export ;

 -7 €/MWh <Price_BE – Price_GB < 7 €/MWh, the interconnector is considered as uncertain and both import and export direction are covered,

7. Elia will determine the reserve capacity needs for every quarter-hour based on the convolution of the HYBRID PE-method and DYNAMIC FO method. If a technical problem occurs with the calculation of the prediction risk, Elia will fall back first to a KNN PE-method and thereafter to a STATIC PE-method. Similar, if due to technical reasons, the DYNAMIC FO-method is not available, the STATIC FO-method is taken. The STATIC FO-method combined with the STATIC PE method will be the monthly fall-back value.

8. For each-quarter hour of the next day Elia determines the required positive and negative reserve capacity on FRR in order that it is never less than the positive and negative dimensioning incident of the LFC block, as specified in Article 3 and Article 157(2)d of the SOGL. The potential cut-out of the offshore wind power park following a storm are not considered as dimensioning incident. The dimensioning incident is determined for each quarter-hour of the next day:

a. for the positive dimensioning incident based on the highest value of available power of a generating unit (taking into account unavailability and maximum capacity modifications known at the time of the day-ahead dimensioning) or the predicted schedule of the HVDC-interconnector with Great-Britain (taking into account unavailability and capacity reductions known at the time of the day-ahead dimensioning), determined in paragraph 6;

b. for the negative dimensioning incident based on the predicted schedule of the HVDC-interconnector with Great-Britain taking into account unavailability and capacity reductions known at the time of the day-ahead dimensioning), determined in paragraph 6.

9. For each-quarter hour of the next day, ELIA determines the required positive and negative reserve capacity on FRR in order that it is sufficient to cover at least the positive and negative historic LFC block imbalances for 99.0% of the time in line with Articles 157(2)h and 157(2)i of the SOGL. These thresholds are determined based on the consecutive historical records specified in paragraph 3 and before removal of any periods as discussed in paragraph 3.

10. Pursuant to Article 157(2)b of the SOGL, Elia ensures to respect the current FRCE criteria in Article 128 of the SOGL. This analysis is conducted ex post based on the reporting on FRCE quality specified in Article 11.

11. The required positive and negative reserve capacity on FRR is calculated each day before 7 AM for every period of 4 hours of the next day by means of the maximum value of the positive and negative reserve capacity on FRR over all quarter-hours of the corresponding period.

(28)

Page 8 Request of amendment on Elia’s LFC block operational agreement 12. Pursuant Article 157(4) of the SOGL, TSOs of a LFC block shall have sufficient positive and negative reserve capacity on FRR at any time in accordance with the FRR dimensioning rules.”

Determination of the ratio of automatic FRR and manual FRR

Article 9 of the LFCBOA which is currently into application is replaced by:

“Article 9 - Determination of the ratio of automatic FRR and manual FRR

1. Pursuant to Article 157(2)c of the SOGL, the TSO of a LFC block shall determine the ratio of automatic FRR (hereafter referred to as aFRR), manual FRR (hereafter referred to as mFRR), the aFRR full activation time and mFRR full activation time in order to comply with the requirement of Article 157(2)b of the SOGL.

a) Elia determines the automatic FRR full activation time and manual FRR full activation time in Article 12.

b) The required reserve capacity for FRR is determined by means of the probabilistic methodology described in Article 8(2).

2. The aFRR needs are determined based on the LFC block imbalance variations which are determined as the difference in potential LFC block imbalances over two subsequent periods of 15 minutes. The probability distribution of the LFC block imbalance variations is based on two years of LFC Block imbalance values (from July 1, 2017 to June 30, 2019).

The sampling of the historical records covers 15 minutes, and includes a 2-year period, ending not earlier than 6 months before the calculation date.

3. The potential LFC block imbalances used for the aFRR needs calculation are based on : a) an extrapolation of the historic LFC block imbalances by adding forecast errors

following the incremental renewable capacity installed of offshore wind power, onshore wind power and solar photovoltaics power between the year for which the reserve capacity is sized, and the period represented by the historical values of the LFC block imbalances. The incremental renewable capacity will be based on latest projections as shown below :

b) An overall system imbalance improvement of 2% is taken into account.

Furthermore, an overall improvement of the forecast accuracy following intra-day predictions is assumed to be 35% for each technology, and the ability of the BRP to adjust its portfolio to these corrections is assumed to be 100%.

PV Onshore Wind Offshore Wind PV Onshore Wind Offshore Wind PV Onshore Wind Offshore Wind jul 3.426 1.808 878 3.788 2.113 1.010 4.805 2.666 1.759 aug 3.458 1.829 878 3.817 2.141 1.091 4.858 2.688 1.759 sep 3.490 1.851 878 3.846 2.169 1.179 4.911 2.710 1.759 oct 3.523 1.872 878 3.875 2.198 1.179 4.964 2.731 1.759 nov 3.555 1.894 878 3.903 2.226 1.179 5.017 2.753 1.759 dec 3.587 1.915 878 3.932 2.254 1.179 5.070 2.775 1.840 jan 3.616 1.943 878 3.974 2.276 1.179 4.486 2.535 1.920 feb 3.645 1.972 878 4.016 2.297 1.207 4.539 2.557 2.001 mar 3.673 2.000 878 4.057 2.319 1.225 4.592 2.579 2.085 apr 3.702 2.028 878 4.099 2.340 1.326 4.645 2.600 2.169 may 3.731 2.056 878 4.141 2.362 1.442 4.698 2.622 2.253 jun 3.760 2.085 937 4.183 2.384 1.529 4.752 2.644 2.253

Months 2017-18 2018-19 2020