Paragraaf 2.1 is van toepassing ten aanzien van de wijze waarop de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet enerzijds en aangeslotenen en de overige netbeheerders anderzijds zich gedragen met betrekking tot de systeemdiensten die de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uitvoert om het transport van elektriciteit over alle netten op een veilige en doelmatige wijze te waarborgen.
Paragraaf 2.2 is van toepassing ten aanzien van de wijze waarop de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet enerzijds en aangeslotenen en de overige netbeheerders anderzijds zich gedragen met betrekking tot de systeemdiensten die de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uitvoert om de energiebalans op alle netten te handhaven.
Paragraaf 2.3 is van toepassing ten aanzien van de wijze waarop de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet enerzijds en aangeslotenen en de overige netbeheerders anderzijds zich gedragen met betrekking tot de systeemdiensten die de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uitvoert om grootschalige storingen van het transport van elektriciteit op te lossen.
Hoofdstuk 3 is van toepassing ten aanzien van de wijze waarop de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet enerzijds en aangeslotenen en de overige netbeheerders anderzijds zich gedragen met betrekking tot programmaverantwoordelijkheid.
Indien de beheerder van een gesloten distributiesysteem gebruik maakt van het elektronisch berichtenverkeer wordt in de artikelen 3.7.10a.1 tot en met 3.7.10a.8, inclusief de bijlagen 6 en 7, alsmede de paragrafen 3.8, 3.8a en 4.1 van de Systeemcode elektriciteit, onder netbeheerder tevens beheerder van een gesloten distributiesysteem verstaan, met uitzondering van artikel 3.8.1 van de Systeemcode elektriciteit.
Voor de aansluiting van een offshore-power park module op het net op zee zoals bedoeld in paragraaf 2.6 van de Netcode elektriciteit zijn de artikelen 2.1.3, 2.1.16, 2.1.17 en 2.4.1.7 van deze code niet van toepassing.
De processen in hoofdstuk 3, inclusief de bijlagen 5 tot en met 7, worden toegepast per allocatiepunt.
De in deze code gebruikte begrippen die ook in de Wet worden gebruikt, hebben de betekenis die daaraan in de Wet is toegekend.
Van de overige in deze code gebruikte begrippen is de betekenis vastgelegd in een door de gezamenlijke netbeheerders opgestelde en centraal beheerde Begrippencode elektriciteit.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bevordert dat een enkelvoudige storing in het elektriciteitsvoorzieningsysteem zich niet uitbreidt tot een grootschalige storing, dan wel leidt tot een totale uitval (black-out) van dat systeem.
Voor productie-eenheden met een nominaal vermogen groter dan 5 MW en aangesloten op netten met een spanning groter dan of gelijk aan 1 kV gelden de technische eisen die:
met betrekking tot de robuustheid van de productie-eenheid zijn neergelegd in de artikelen 2.1.13 tot en met 2.1.17;
met betrekking tot de toetsing en beproeving zijn neergelegd in de artikelen 2.1.18 tot en met 2.1.26.
Voor productie-eenheden met een nominaal vermogen groter dan 60 MW en aangesloten op netten met een spanning groter dan of gelijk aan1 kV gelden de technische eisen die met betrekking tot de primaire regeling zijn neergelegd in de artikelen 2.1.5 tot en met 2.1.12.
De artikelen 2.1.5 tot en met 2.1.12 zijn niet van toepassing op productie-eenheden die uitsluitend afhankelijk zijn van één of meer niet-regelbare energiebronnen. Beproevingen in bijlage 4 voor zover ze betrekking hebben op voorgaande uitzonderingen zijn niet van toepassing op voornoemde productie-eenheden.
Indien een productie-eenheid geïntegreerd is in een industrieel productieproces, met dien verstande dat het afgegeven vermogen niet kan worden gewijzigd zonder verstoring van het productieproces, is het toegestaan om de primaire reactie te relateren aan het in de aansluitingen resulterende vermogen.
De primaire reactie dient:
automatisch plaats te vinden,
te voldoen aan de karakteristieken die zijn opgenomen in bijlage 1,
na activering gedurende ten minste 15 minuten gehandhaafd te blijven.
Indien ten gevolge van een frequentieverstoring het volledige primaire reservevermogen gevraagd wordt, moet deze binnen 30 seconden na het begin van de frequentieverstoring gerealiseerd zijn (bijlage 2).
Indien de gevraagde primaire bijdrage tussen 50% en 100% van de primaire reserve bedraagt, moet deze binnen een evenredige tijd tussen 15 en 30 seconden na het begin van de frequentieverstoring gerealiseerd zijn (bijlage 2).
Indien de gevraagde primaire bijdrage 50% of minder van de primaire reserve bedraagt, moet deze binnen 15 seconden na het begin van de frequentieverstoring gerealiseerd zijn (bijlage 2).
Een frequentieverstoring is gelijk aan de afwijking ten opzichte van de nominale frequentie van 50 Hz.
[Vervallen]
[Vervallen]
Productie-eenheden die niet bijdragen aan het gecontracteerde primaire reservevermogen en met een nominaal vermogen groter dan 60 MW dienen wel te beschikken over een primaire regeling en dienen deze actief te houden en in te stellen zoals beschreven in 2.1.22. De in 2.1.22 genoemde bijdrage hoeft alleen geleverd te worden indien en voor zover de productiesituatie van de eenheid dit technisch toelaat en wanneer een bijdrage van de eenheid niet verstorend werkt in een afhankelijk productieproces. Indien sprake is van een dergelijke verstoring moet dit in voorkomende gevallen op verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aangetoond worden.
Een productie-eenheid moet in staat zijn om overeenkomstig de vier gebieden die in bijlage 3 zijn gedefinieerd voor productie-eenheden die zijn aangesloten op netten met een nominale spanning lager dan 110 kV onderscheidenlijk productie-eenheden die zijn aangesloten op netten met een nominale spanning hoger dan of gelijk aan 110 kV:
nominaal vermogen te leveren gedurende een onbeperkte tijd;
nominaal vermogen te leveren gedurende 15 minuten, vervolgens gedurende 5 minuten parallel aan het net in bedrijf te blijven;
tenzij de productie-eenheid ingevolge onderdeel b reeds in uitsluitend parallelbedrijf is gegaan, 90% van nominaal vermogen te leveren gedurende 10 seconden en vervolgens gedurende 5 minuten parallel aan het net in bedrijf te blijven;
parallel aan het net gedurende 5 minuten in bedrijf te blijven.
Een productie-eenheid moet in staat zijn om in de in bijlage 3 gedefinieerde gebieden het blindvermogen te leveren overeenkomstig het bepaalde in de artikelen 2.5.4.2 tot en met 2.5.4.6 van de Netcode elektriciteit.
Indien een productie-eenheid uitgerust is met meerdere generatoren die invoeden op netten met verschillende spanningsniveaus gelden de eisen die van toepassing zijn voor het hoogste spanningsniveau waarop de productie-eenheid invoedt.
In geval van kortsluitingen in een net geldt:
Voor productie-eenheden die zijn gekoppeld aan netten met een nominale spanning lager dan 110 kV, is ontkoppeling toegestaan bij een spanningsdip, waarbij de restspanning een waarde heeft tussen 0,8 Un en 0,7 Un, na 300 ms. Indien de restspanning een waarde heeft < 0,7 Un mag ontkoppeld worden na 300 ms of na 90% van de kritische kortsluittijd (KKT) indien 300 ms > 0,9 KKT.
Voor productie-eenheden die zijn gekoppeld aan netten met een nominale spanning van 110 kV en hoger is ontkoppeling toegestaan bij een spanningsdip, waarbij de restspanning een waarde heeft < 0,7 Un, na 300 ms of na 90% van de kritische kortsluittijd (KKT) indien 300 ms > 0,9 KKT.
Indien een productie-eenheid door een kortsluiting in het net van het net gescheiden wordt, dient de productie-eenheid binnen 30 minuten nadat de kortsluiting opgeheven is, stabiel bedrijf te kunnen voeren parallel aan het net met alle generatoren in bedrijf. Dit geldt niet indien het wederkeren van de netspanning langer duurt dan één uur.
Indien de in 2.1.16, onderdeel c genoemde periode van 30 minuten technisch niet mogelijk is, dient desbetreffende producent dit aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet toe te lichten. Tevens dient vermeld te worden aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet binnen welke tijd het in 2.1.16, onderdeel c genoemde stabiel bedrijf in dat geval mogelijk is.
Indien het feitelijke gedrag van een productie-eenheid met een nominaal vermogen groter dan 5 MW tijdens een storingssituatie daartoe aanleiding geeft, kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de betrokken aangeslotene verzoeken aan te tonen dat de productie-eenheid voldoet aan de in 2.1.3 tot en met 2.1.17 neergelegde technische eisen.
Indien een verzoek als bedoeld in 2.1.18 is gedaan, moet binnen twee maanden daarna zijn aangetoond dat de productie-eenheid voldoet aan de in 2.1.3 tot en met 2.1.17 neergelegde technische eisen.
Op verzoek van de aangeslotene kan de landelijk netbeheerder een langere termijn vaststellen dan de in 2.1.19 genoemde termijn en kan hij de in 2.1.19 genoemde termijn of de met toepassing van dit artikel vastgestelde langere termijn verlengen.
De aangeslotene met een productie-eenheid met een nominaal vermogen groter dan 60 MW toont voorafgaand aan de aansluiting van die productie-eenheid en voorts telkens wanneer het primaire-regelgedrag van een productie-eenheid een wijziging ondergaat, door middel van beproeving ten genoege van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan dat de productie-eenheid voldoet aan de in 2.1.3 tot en met 2.1.12 neergelegde technische eisen.
Bij productie-eenheden die niet bijdragen aan het gecontracteerde primaire reservevermogen is het toegestaan een dode band van 500 mHz aan te houden en wordt de statiek ingesteld op 8%.
De aangeslotene met een productie-eenheid die is aangesloten op een net met een nominale spanning groter dan of gelijk aan 110 kV toont voorafgaand aan de aansluiting en voorts telkens wanneer de eigen bedrijfsinstallatie van een productie-eenheid een belangrijke wijziging ondergaat door middel van beproeving ten genoege van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan dat de productie-eenheid voldoet aan de in 2.1.13 tot en met 2.1.17 neergelegde technische eisen.
De beproevingen, de wijze van uitvoering daarvan alsmede de wijze van rapporteren over en de beoordeling door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet van de beproevingen zijn beschreven in bijlage 4.
Indien uit de beproevingsresultaten blijkt dat een productie-eenheid niet aan de eisen voldoet, verplicht de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de aangeslotene om maatregelen te nemen. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stelt, na de aangeslotene daarover te hebben gehoord, een termijn voor het uitvoeren van de maatregelen vast. Nadat de maatregelen genomen zijn, wordt de beproeving herhaald.
De in de artikelen 2.1.21 tot en met 2.1.25 bedoelde beproevingen worden uitgevoerd door en op kosten van de aangeslotene.
Een samenvatting van de relevante UCTE afspraken waarnaar in deze paragraaf verwezen wordt en eventuele wijzigingen daarop zullen door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet openbaar gemaakt worden door middel van publicatie op de internetpagina van TenneT (www.tennet.eu). Tevens zal aan ieder op diens verzoek een kopie toegezonden worden.
De in 2.2.1 genoemde UCTE afspraken zullen door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet niet toegepast worden indien deze er toe leiden dat de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de taken als genoemd in artikel 16 van de Elektriciteitswet 1998 en de voorwaarden als bedoeld in artikel 31 van de Elektriciteitswet 1998 niet (meer) kan uitvoeren.
Met de hem ter beschikking staande middelen bewaakt, handhaaft dan wel herstelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op elk moment het evenwicht tussen aanbod en vraag van elektrisch vermogen in Nederland.
In geval van storingen herstelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de uitwisseling met het buitenland met inachtneming van de in UCTE-verband vastgestelde tijdsperiode.
In geval van onbalans tussen vraag en aanbod in Nederland neemt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet maatregelen om tegengestelde regelacties door buitenlandse instellingen als bedoeld in artikel 16, tweede lid, onderdeel h, van de Wet, met wie zij dienaangaande een overeenkomst heeft, te voorkomen. Indien nodig, neemt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vervolgens maatregelen volgens onderstaande volgorde:
hij activeert de hem ter beschikking staande middelen, waaronder het in artikel 5.1.1.1a1 van de Netcode elektriciteit bedoelde vermogen.
indien hem niet voldoende middelen ter beschikking staan om de n-1-reserve te handhaven is de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bevoegd reeds toegelaten exporten geheel of gedeeltelijk te annuleren conform de in hoofdstuk 5.6 van de Netcode elektriciteit vermelde procedure bij onvoorziene transportbeperkingen. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningnet stelt onverwijld de andere netbeheerders en de programmaverantwoordelijken op de hoogte van de ontstane situatie en de genomen of te nemen maatregelen.
indien de onder a genoemde maatregelen niet tot herstel van de balans leiden en naar zijn oordeel een verstoorde bedrijfstoestand ontstaat of dreigt te ontstaan, draagt hij beheerders van hem nog niet ter beschikking gesteld vermogen van productie-eenheden met een opgesteld vermogen van 5 MW of meer op om dit vermogen op dan wel af te (doen) regelen of in dan wel uit bedrijf te (doen) nemen, één en ander met inachtneming van het bepaalde in de artikelen 2.2.6 tot en met 2.2.12. De andere netbeheerders en de programmaverantwoordelijken worden door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onverwijld bericht dat deze situatie is ontstaan.
indien de onder a. tot en met c. genoemde maatregelen niet tot herstel van de balans leiden, schakelt hij belasting af dan wel draagt hij een of meer andere netbeheerders op om belasting af te schakelen, een en ander met inachtneming van het bepaalde in 2.2.13 tot en met 2.2.19.
Het is de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet niet toegestaan de hem in 2.2.5, onderdeel c, gegeven bevoegdheid aan te wenden tot het herstel van de n-1-reserve, als bedoeld in 2.2.5, onderdeel b.
Ten behoeve van het bepaalde in 2.2.5, onderdeel c, beschikken de netbeheerders over actuele bedrijfsinformatie van op hun net aangesloten productie-eenheden met een vermogen dat groter is dan 60 MW.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet geeft een opdracht als bedoeld in 2.2.5, onderdeel c, telefonisch.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kondigt de opdracht tevoren aan en verstrekt daarbij een toelichting. Deze toelichting wordt, zonodig achteraf, schriftelijk bevestigd.
Indien de situatie dermate spoedeisend is dat de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de opdracht niet tevoren kan aankondigen, licht hij de opdracht en de reden voor het achterwege laten van een voorafgaande aankondiging achteraf schriftelijk alsnog toe.
De opregeling onderscheidenlijk inbedrijfname dient binnen de tijd die technisch mogelijk is te zijn uitgevoerd.
Indien de opdracht is gegeven aan een of meer andere netbeheerders, ontvangt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een telefonische terugmelding van hetgeen door de andere netbeheerder of netbeheerders is gedaan ter uitvoering van de opdracht.
Het is de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet niet toegestaan de hem in 2.2.5, onderdeel d, gegeven bevoegdheid aan te wenden tot het herstel van de n-1-reserve, als bedoeld in 2.2.5, onderdeel b.
De netbeheerders beschikken over onderling afgestemde afschakelplannen en herstelplannen. Deze plannen liggen ter inzage bij de netbeheerder. Elke netbeheerder dient, ook na eventuele wijzigingen, een afschrift van de plannen naar de Autoriteit Consument en Markt te sturen.
De in 2.2.5, onderdeel d, bedoelde afschakeling geschiedt handmatig en wordt, in geval van een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan een andere netbeheerder opgedragen afschakeling, telefonisch opgedragen.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kondigt een opdracht tot afschakeling tevoren aan en verstrekt daarbij een toelichting.
Indien de situatie dermate spoedeisend is dat de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een opdracht tot afschakeling niet tevoren kan aankondigen, licht hij de opdracht en de reden voor het achterwege laten van een voorafgaande aankondiging achteraf alsnog toe.
Tenzij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een tijdsperiode noemt waarbinnen de opdracht tot afschakeling moet zijn uitgevoerd, wordt de opdracht onverwijld uitgevoerd nadat zij is verstrekt.
Indien een of meer andere netbeheerders opdracht tot afschakeling is gegeven, ontvangt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een telefonische terugmelding van hetgeen door de andere netbeheerder of netbeheerders is gedaan ter uitvoering van de opdracht.
In overeenstemming met de terzake in ENTSO-E-verband vastgestelde regels contracteert de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet tenminste de minimaal vereiste hoeveelheid primair reservevermogen. Hij doet dit conform de eisen die aan hem gesteld zijn ten aanzien van het contracteren van energie en vermogen op een marktconforme, transparante en non-discriminatoire wijze als volgt:
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal een gedetailleerde beschrijving van het contracteringsmechanisme, de administratieve en technische eisen en regels waaraan voldaan moet worden om deel te kunnen nemen alsook de resultaten van het contracteren (inclusief prijsinformatie) via zijn openbare webpagina publiek maken. In het kader van bedoelde technische eisen en regels is het in paragraaf 2.1 bepaalde ook voor eenheden kleiner dan 60 MW van toepassing. Tevens zal verdere relevante informatie tijdig via deze webpagina beschikbaar worden gemaakt, waaronder maar niet beperkt tot tijdschema’s.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal een drempelwaarde hanteren voor biedingen van maximaal 1 MW, waarbij wel verlangd mag worden dat een bieding voor opregelende primaire reserve dient te worden gecombineerd met een bieding voor afregelende primaire reserve.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal minimaal een maal per week contracteren waarbij de periode waarvoor gecontracteerd wordt niet langer dan een week zal zijn.
Voor winnende aanbiedingen van primaire reserve zal de aangeboden prijs de contractsprijs zijn (pay as bid). Met een vooraankondiging van minimaal drie maanden kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, in het geval ontwikkelingen op de internationale markt daar aanleiding toe geven, overstappen op de clearing price als contract prijs.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ziet erop toe dat de vereiste primaire reserve automatisch en binnen de in UCTE-verband afgesproken tijd wordt geactiveerd.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert op zijn website informatie aangaande het bepaalde in 3.9.9, onderdeel c, waaronder:
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet heeft tot taak de energiebalans met het buitenland te bewaken, in voorkomend geval te herstellen en verwerft het daarvoor benodigde vermogen.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ziet erop toe dat de afwijking van de uitwisseling met het buitenland ten opzichte van de geplande uitwisseling, onder normale omstandigheden, beperkt blijft tot een door hem vastgestelde grens.
In geval van frequentiedalingen tot 49,0 Hz en lagere waarden, doen de overige netbeheerders door middel van het frequentierelais automatisch een deel van de belasting afschakelen volgens het volgende schema:
eerste afschakeling: bij 49,0 Hz 15% belasting afschakelen;
tweede afschakeling: bij 48,7 Hz 15% belasting afschakelen;
derde afschakeling: bij 48,4 Hz 20% belasting afschakelen.
De genoemde percentages moeten worden gecumuleerd.
Bij de bepaling van de af te schakelen belasting wordt rekening gehouden met eventueel mee af te schakelen productie-eenheden.
Het frequentierelais is zodanig ingesteld, dat:
binnen 100 ms na het overschrijden van de in 2.2.25 genoemde frequentiegrenzen een uitschakelbevel volgt;
de werking van het relais wordt geblokkeerd als de meetspanning daalt tot beneden 70% van de nominale spanning.
De meetonnauwkeurigheid van het relais mag maximaal 10 mHz bedragen.
De storingsgevoeligheid van het relais is afgestemd op de installatie waarin het wordt toegepast, maar voldoet ten minste aan IEC 1000-4 klasse 3.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en, voor zover van toepassing, de andere netbeheerders en overige aangeslotenen, zullen de navolgende voorwaarden of methodologieën in acht nemen:
All TSOs' proposal for the determination of LFC blocks for the Synchronous Area Continental Europe in accordance with Article 141(2) of the Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation, d.d. 15 juli 2018, zoals opgenomen in bijlage 8;
All TSOs' proposal for a common grid model methodology in accordance with Articles 67(1) and 70(1) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 02 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation, d.d. 12 februari 2018, zoals opgenomen in bijlage 9.
Wederinschakeling van,
door middel van frequentierelais afgeschakelde belasting,
handmatig afgeschakelde belasting, voor zover de afschakeling valt onder de coördinatie van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet,
vindt uitsluitend plaats met toestemming van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verwerft black-startvoorzieningen in een door hem te bepalen omvang. Hij bepaalt welke eisen daaraan worden gesteld en waar zij bij voorkeur gelokaliseerd moeten zijn.
Voor iedere productie-eenheid met een opgesteld vermogen van 5 MW of meer aangesloten op het net, meldt de desbetreffende aangeslotene ieder kwartaal uiterlijk op respectievelijk 15 maart, 15 juni, 15 september en 15 december voor elke productielocatie afzonderlijk aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet per dag voor de eerstvolgende 12 kalendermaanden het opgesteld vermogen (MW) en het brandstoftype voor elk van zijn productie-eenheden met een opgesteld vermogen van 5 MW of meer.
Indien het opgesteld vermogen over de in artikel 2.4.1.1 genoemde termijn om de in artikel 2.4.1.3 sub b genoemde redenen niet, minder of meer beschikbaar [hieronder aangeven als: ‘gewijzigd beschikbaar’] is, dan meldt de desbetreffende aangeslotene de omvang van de gewijzigde beschikbaarheid (MW) en de programmatijdseenheden waarop de gewijzigde beschikbaarheid naar verwachting betrekking heeft, binnen 24 uren na het bekend worden van de gewijzigde beschikbaarheid aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Indien de gewijzigde beschikbaarheid zich voordoet binnen 24 uren voor het klokuur waarop zij als eerste betrekking heeft, dient de in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene de omvang van de gewijzigde beschikbaarheid en de programmatijdseenheden waarop de gewijzigde beschikbaarheid naar verwachting betrekking heeft, onverwijld te melden aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningnet.
Van een technisch mankement waardoor het opgesteld vermogen minder beschikbaar is of de bedrijfsvoering van de productie-eenheid onmogelijk is, waaronder mede begrepen storingen, doet de in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene onverwijld melding aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en meldt binnen 24 uren de technische oorzaak van het mankement.
Indien de omvang of de oorzaak van een eerder gemelde gewijzigde beschikbaarheid verandert, of de programmatijdseenheden waarop een eerder gemelde gewijzigde beschikbaarheid betrekking heeft wijzigen, doet de aangeslotene hier onverwijld melding van aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Meldingen als bedoeld in sub a tot en met d van dit artikel behoeven niet te worden verricht indien de gewijzigde beschikbaarheid minder dan 10 MW per productielocatie afwijkt van de op dat moment bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bekende gegevens.
De in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene geeft bij meldingen als bedoeld in artikel 2.4.1.2 de reden of de redenen van de gewijzigde beschikbaarheid aan, alsmede op welke productie-eenheid de gewijzigde beschikbaarheid betrekking heeft.
Redenen voor gewijzigde beschikbaarheid kunnen uitsluitend zijn:
het vermogen van een productie-eenheid dat benut kan worden voor het leveren van elektriciteit wijkt af van het opgesteld vermogen ten gevolge van omgevingscondities;
technische mankementen waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd of niet mogelijk is, waaronder mede begrepen storingen;
onderhoud aan een productie-eenheid, dan wel onderhoud aan de aansluiting van de productie-eenheid, waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd of niet mogelijk is;
conservering of amovering van een productie-eenheid;
naleving van voorwaarden als gesteld in de milieuvergunning van de productie-eenheid of van de inrichting waarvan de productie-eenheid deel uitmaakt waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd of niet mogelijk is, waaronder mede begrepen koelwaterbeperkingen;
technische beperkingen van de productie-eenheid of in de aansluiting op het net waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd mogelijk is;
technische beperkingen ten aanzien van de brandstofvoorziening waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd mogelijk is;
technische beperkingen met betrekking tot het afvoeren van warmte waardoor de bedrijfsvoering van de productie-eenheid verminderd mogelijk is.
Een in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene meldt per programmatijdseenheid de regelruimte (MW) van zijn afzonderlijke productie-eenheden voor 14:45 uur van de dag voorafgaand aan de dag waarop de regelruimte betrekking heeft aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet. Hij onderscheidt daarbij de volgende categorieën:
vermogen dat instantaan beschikbaar is voor regelacties conform artikel 2.2.5;
vermogen dat binnen 15 minuten beschikbaar is voor regelacties conform artikel 2.2.5;
vermogen dat op een termijn tussen 15 minuten en 30 minuten beschikbaar is voor regelacties conform artikel 2.2.5;
vermogen dat op een termijn tussen 30 minuten en 2 uren beschikbaar is voor regelacties conform artikel 2.2.5;
vermogen dat op een termijn tussen 2 uren en 8 uren beschikbaar is voor regelacties conform artikel 2.2.5.
De in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene meldt afwijkingen van meer dan 10 MW per productielocatie van de op grond van artikel 2.4.1.4 gedane melding direct na bekendwording aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Indien de in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene de op grond van artikel 2.4.1.4 gemelde regelruimte volledig door middel van biedingen, als bedoeld in de artikelen 5.1.1.1a.1 en 5.1.1.1a.2 van de Netcode elektriciteit, aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet heeft aangeboden, kunnen de in sub a van dit artikel bedoelde meldingen worden verricht door wijzigingen van genoemde biedingen.
De in artikel 2.4.1.1 bedoelde aangeslotene kan de uitvoering van het gestelde in paragraaf 2.4 overdragen aan zijn programmaverantwoordelijke. Indien hij hiervoor kiest doet hij hiervan schriftelijk melding bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
De artikelen 2.4.1.4 en 2.4.1.5 zijn niet van toepassing op opgesteld vermogen dat elektriciteit produceert uit niet-regelbare energiebronnen, te weten wind en zon.
Met betrekking tot de in paragraaf 2.4 genoemde gegevensuitwisseling zijn de paragrafen 3.8 en 4.1 van overeenkomstige toepassing.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert ieder kwartaal, uiterlijk op respectievelijk 20 maart, 20 juni, 20 september en 20 december, de op grond van artikel 2.4.1.1 ontvangen gegevens, onderscheiden naar naam aangeslotene, productielocatie, opgesteld vermogen per productie-eenheid en brandstoftype per productie-eenheid, voor de eerstvolgende 12 kalendermaanden op zijn openbare internet site.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert tevens het totale opgesteld vermogen per dag voor de eerstvolgende 12 kalendermaanden op zijn openbare internet site.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert dagelijks, voor 09.00 uur, per programmatijdseenheid, het op basis van artikel 2.4.1.1 tot en met 2.4.1.3 berekende verwachte totale beschikbaar vermogen voor een periode van 9 maanden vooruit, ingaande de volgende dag 0.00 uur op zijn openbare internet site.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet actualiseert de op grond van sub a van dit artikel gepubliceerde gegevens met een vertraging van 2 uren na ontvangst van meldingen op grond van artikelen 2.4.1.2 en 2.4.1.3.
Voor zover meldingen op grond van artikelen 2.4.1.2 en 2.4.1.3 tussen 17.00 uur en 7.00 uur plaatsvinden, actualiseert de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de op grond van sub a van dit artikel gepubliceerde gegevens met betrekking tot deze meldingen om 9.00 uur de volgende ochtend.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert dagelijks, voor 15:45 uur, voor de volgende kalenderdag, de op grond van artikel 2.4.1.4 ontvangen gegevens over de regelruimte, per programmatijdseenheid en gesommeerd per categorie als onderscheiden in artikel 2.4.1.4, op zijn openbare internet site.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet actualiseert de op grond van sub a van dit artikel gepubliceerde gegevens met een vertraging van 2 uren na ontvangst van meldingen als bedoeld in artikel 2.4.1.5.
Voor zover meldingen op grond van artikelen 2.4.1.5 tussen 17.00 uur en 7.00 uur plaatsvinden, actualiseert de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de op grond van sub a van dit artikel gepubliceerde gegevens met betrekking tot deze meldingen om 9.00 uur de volgende ochtend.
De publicaties op grond van de artikelen 2.5.1 tot en met 2.5.3 blijven voor een termijn van tenminste 10 jaren voor een ieder toegankelijk in een chronologisch geordend archief op de internet site van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Tot het uitoefenen van programmaverantwoordelijkheid voor een aansluiting laat een netbeheerder slechts natuurlijke en rechtspersonen toe aan wie de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op de voet van 3.2 een volledige erkenning als programmaverantwoordelijke heeft verleend.
Een aangeslotene die de programmaverantwoordelijkheid voor zijn aansluiting niet zelf uitoefent, draagt die programmaverantwoordelijkheid over aan een in 3.1.1 bedoelde natuurlijke of rechtspersoon.
Netbeheerders dragen hun programmaverantwoordelijkheid voor de compensatie van netverliezen over aan een in 3.1.1 genoemde natuurlijke of rechtspersoon.
Een aangeslotene die de programmaverantwoordelijkheid voor zijn aansluiting niet zelf uitoefent, laat de beoogde programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder op wiens net hij is aangesloten conform het proces uit paragraaf 4.5 van de Informatiecode elektriciteit en gas melden aan welke programmaverantwoordelijke met volledige erkenning hij zijn programmaverantwoordelijkheid heeft overgedragen.
Bij de in 3.1.4 bedoelde melding is een verklaring van de programmaverantwoordelijke gevoegd waarin hij bevestigt dat de aangeslotene zijn programmaverantwoordelijkheid aan hem heeft overgedragen, bij gebreke waarvan de netbeheerder de melding niet aanvaardt.
Een aangeslotene die het voornemen heeft zijn programmaverantwoordelijkheid over te dragen aan een andere programmaverantwoordelijke dan de programmaverantwoordelijke die tot dan toe programmaverantwoordelijkheid voor hem heeft uitgeoefend, laat de beoogde programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder die het aangaat conform het proces uit paragraaf 4.5 van de Informatiecode elektriciteit en gas melden.
In afwijking van het gestelde in 3.1.4 tot en met 3.1.6 geldt dat in het geval een leverancier, daartoe bepaaldelijk gemachtigd, voor een aangeslotene programmaverantwoordelijkheid regelt, de leverancier de in 3.1.4 en 3.1.6 bedoelde melding doet conform de processen uit hoofdstuk 3 of 4 van de Informatiecode elektriciteit en gas.
Een netbeheerder doet op de wijze als beschreven in hoofdstuk 3 of 4 van de Informatiecode elektriciteit en gas aan de programmaverantwoordelijke die tot aan de in 3.1.6 bedoelde overdracht de programmaverantwoordelijkheid van de aangeslotene uitoefent, onverwijld mededeling van het feit dat hem een kennisgeving als bedoeld in 3.1.6 heeft bereikt en door hem is aanvaard.
Met betrekking tot de programmaverantwoordelijkheid van een netbeheerder, niet zijnde de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, voor de compensatie van netverliezen is het in 3.1.4 tot en met 3.1.8 bepaalde van toepassing, met dien verstande dat de in kennis te stellen netbeheerder de netbeheerder is van het net op een hoger spanningsniveau waarop het net van de eerstgenoemde netbeheerder is aangesloten.
Indien een programmaverantwoordelijke die door middel van een overeenkomst met een leverancier programmaverantwoordelijkheid draagt voor een grootverbruikaansluiting die overeenkomst wenst te beëindigen, stelt hij de aangeslotene en de leverancier en de netbeheerder die het aangaat tenminste twintig werkdagen voor de beoogde ingangsdatum schriftelijk in kennis.
De in artikel 3.1.10 bedoelde in kennis stelling van de aangeslotene vindt plaats bij aangetekende brief en de in dat artikel bedoelde termijn van twintig werkdagen vangt aan op het moment van ontvangst van deze aangetekende brief.
De aangeslotene laat de beoogde programmaverantwoordelijke of de leverancier, daartoe bepaaldelijk gemachtigd, tenminste vijf werkdagen voor de in 3.1.10 bedoelde ingangsdatum de netbeheerder die het aangaat conform het proces uit paragraaf 4.5 van de Informatiecode elektriciteit en gas melden welke programmaverantwoordelijke met volledige erkenning vanaf die datum voor de aansluiting programmaverantwoordelijkheid draagt.
Indien de aangeslotene of de leverancier, daartoe bepaaldelijk gemachtigd, niet tijdig aan zijn in 3.1.11 bedoelde verplichting voldoet, treedt de in paragraaf 3.1f genoemde regeling voor de betreffende aansluiting in werking. De netbeheerder die het aangaat, verwittigt onverwijld de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de Autoriteit Consument en Markt.
Op het moment dat de programmaverantwoordelijkheid van een natuurlijke of rechtspersoon met volledige erkenning wordt ingetrokken, stelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onverwijld de overige netbeheerders, programmaverantwoordelijken en de Autoriteit Consument en Markt daarvan in kennis. Vanaf dat moment treedt de in paragraaf 3.1c genoemde regeling in werking voor de aansluitingen waarvoor de natuurlijke of rechtspersoon die niet meer als programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning in het aansluitingenregister staat vermeld. De overige netbeheerders stellen in dat geval de betreffende leveranciers, indien deze bepaaldelijk zijn gemachtigd, en de betreffende aangeslotenen voor zover die geen leverancier hebben gemachtigd, onverwijld in kennis over de intrekking. Grootverbruikers die wel een leverancier hebben gemachtigd worden in kennis gebracht door de gemachtigde leverancier.
Indien de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet voorziet dat een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning niet langer in staat zal zijn, zijn verplichtingen na te komen of voor een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning de toepassing van de wettelijke schuldsaneringsregeling is uitgesproken, surséance van betaling is verleend, respectievelijk faillissement is uitgesproken, pleegt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet overleg met de Autoriteit Consument en Markt. In dit overleg wordt bepaald of en zo ja onder welke voorwaarden de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet (de curator of de bewindvoerder van) de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning kan respectievelijk moet aanbieden de intrekking van de erkenning als programmaverantwoordelijke met volledige erkenning op te schorten, en voor zover dat redelijkerwijs noodzakelijk is voor het borgen van de economische stabiliteit van het systeem garant te staan voor de kosten van inkoop van de elektriciteit en balancering en eventuele andere aan deze opschorting gerelateerde kosten tegen de door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te stellen voorwaarden voor de garantstelling tijdens deze tijdelijke voortzetting. Afhankelijk van het resultaat van dit overleg treedt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet in overleg met de betreffende (curator of bewindvoerder van) de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning en kan hij een aanbod tot het afgeven van een garantie in laatstbedoelde zin doen voor ten hoogste tien werkdagen.
[Vervallen]
[Vervallen]
Indien en voor zover op grond van deze paragraaf of van 3.1c de programmaverantwoordelijkheid van groepen aangeslotenen wijzigt als gevolg van de intrekking van de erkenning van de aanvankelijke programmaverantwoordelijke met volledige erkenning, verkoop of doorstart van de onderneming van de aanvankelijke programmaverantwoordelijke met volledige erkenning of anderszins, zorgt de netbeheerder die het aangaat ervoor dat de wisseling van programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning binnen één werkdag in het aansluitingenregister is verwerkt.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet neemt de te zijnen laste blijvende kosten, gemaakt ter uitvoering van zijn taak bedoeld in 3.1b.1, op in zijn tarieven.
In de gevallen bedoeld in 3.1a.1 (intrekking erkenning programmaverantwoordelijke) wordt de programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning voor de in die artikelen bedoelde aansluitingen door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet over de andere programmaverantwoordelijken met volledige erkenning als volgt verdeeld:
de aansluitingen waarvoor de leverancier, daartoe bepaaldelijk gemachtigd, de programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning heeft geregeld en heeft ondergebracht bij een andere rechtspersoon dan hijzelf, zullen worden verdeeld: aan de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die de leverancier onverwijld schriftelijk aan de netbeheerder die het aangaat opgeeft. Deze schriftelijke mededeling bevat tevens een bevestiging van die programmaverantwoordelijke met volledige erkenning dat hij de programmaverantwoordelijkheid op zich neemt;
de aansluitingen van kleinverbruikers waarop de programmaverantwoordelijkheid niet is geregeld, zullen worden verdeeld naar rato van het aantal aangesloten kleinverbruikers waarvoor een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning programmaverantwoordelijkheid draagt. De verdeling zal worden uitgevoerd in tienden van procenten;
de aansluitingen van grootverbruikers die zelf een erkende programmaverantwoordelijke hebben geregeld, dienen schriftelijk aan de betreffende netbeheerder op te geven wie de programmaverantwoordelijkheid over gaat nemen. Deze schriftelijke mededeling bevat tevens een bevestiging van die programmaverantwoordelijke met volledige erkenning dat hij de programmaverantwoordelijkheid op zich neemt;
de aansluitingen van grootverbruikers waarvoor de programmaverantwoordelijkheid niet tijdig is geregeld, zullen worden verdeeld naar rato van het totaal van de gecontracteerde transportvermogens in deze categorie waarvoor een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning programmaverantwoordelijkheid draagt. De verdeling zal worden uitgedrukt in tienden van procenten. Bij verdeling van grootverbruikers met een gecontracteerd transportvermogen boven de 10 MW of bij substantiële hoeveelheden kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vooraf in contact treden met betrokken programmaverantwoordelijke(n) met volledige erkenning ten aanzien van het aanpassen van de verdeling.
De programmaverantwoordelijken met een volledige erkenning die op grond van b en/of d aansluitingen toegewezen hebben gekregen, informeren zo spoedig mogelijk, maar uiterlijk binnen drie werkdagen na de verdeling de betrokken aangeslotenen respectievelijk hun leverancier, indien deze bepaaldelijk is gemachtigd de programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning te regelen, over deze toewijzing, en over de bij hen geldende voorwaarden en de opzeggingsmogelijkheden. Grootverbruikers die een leverancier hebben gemachtigd worden in kennis gebracht door de gemachtigde leverancier.
[Vervallen]
[Vervallen]
De aangeslotene voor wiens aansluiting via de in deze paragraaf bedoelde verdeling een andere programmaverantwoordelijke met volledige erkenning heeft gekregen, heeft gedurende twee maanden het recht zonder opzegtermijn van programmaverantwoordelijke met volledige erkenning te wisselen.
Een programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning die op grond van deze paragraaf de programmaverantwoordelijkheid voor aansluitingen toegewezen heeft gekregen, mag de toewijzing niet weigeren, tenzij hij voordat toewijzing plaatsvindt schriftelijk de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet heeft verzocht niet voor deze toewijzing in aanmerking te willen komen en daarbij tevens tijdig gezamenlijk met een ontvangende programmaverantwoordelijke met volledige erkenning heeft aangegeven dat die ontvangende programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning alsdan zijn aandeel overneemt. De verwerkingstermijn van een dergelijk verzoek bedraagt maximaal twee weken. Wel kan deze ontvangende programmaverantwoordelijke met volledige erkenning met toepassing van 3.1.10 opzeggen.
Indien de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet geïnformeerd wordt dat of voorziet dat een leverancier niet langer in staat zal zijn, zijn leveringsplicht na te komen of voor de leverancier de toepassing van de wettelijke schuldsaneringsregeling is uitgesproken, surséance van betaling is verleend respectievelijk faillissement is uitgesproken, pleegt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet overleg met de Autoriteit Consument en Markt. In dit overleg wordt onder andere bepaald of en zo ja onder welke voorwaarden invulling aan het Besluit leveringszekerheid wordt gegeven. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kan respectievelijk moet (de curator of de bewindvoerder van) de vergunninghouder of de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning voor betreffende aansluitingen van de leverancier aanbieden de tijdelijke voortzetting van de levering van ten hoogste tien werkdagen te ondersteunen, wanneer dit redelijkerwijs noodzakelijk is voor het borgen van de economische stabiliteit van het systeem. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet doet dit door garant te staan voor de kosten van inkoop van de elektriciteit, balancering en andere bijkomende kosten tegen de door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te stellen voorwaarden voor de garantstelling tijdens deze tijdelijke voortzetting. Afhankelijk van het resultaat van dit overleg pleegt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet overleg met (de curator of de bewindvoerder van) de vergunninghouder of de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning voor betreffende aansluitingen van de leverancier, en kan hij een aanbod tot het afgeven van een garantie in laatstbedoelde zin doen.
[Vervallen]
[Vervallen]
Voor de levering van grootverbruikers van de leverancier, treedt de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die de programmaverantwoordelijkheid voor die aangeslotenen draagt, in de plaats van de leverancier tot het moment waarop de grootverbruiker een nieuwe leveringsovereenkomst heeft gesloten dan wel de levering aan de grootverbruiker is beëindigd. De betreffende programmaverantwoordelijke met volledige erkenning wordt onverwijld van deze situatie door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op de hoogte gesteld. De aangeslotenen worden zo spoedig mogelijk, maar uiterlijk binnen drie werkdagen na de in de plaatstreding schriftelijk door de betreffende programmaverantwoordelijke met volledige erkenning van de ontstane situatie en de thans geldende voorwaarden (daaronder begrepen de opzeggingsmogelijkheden) op de hoogte gesteld.
Een vergunninghouder meldt, voor het geval hem, op grond van artikel 2, zesde lid, van het Besluit leveringszekerheid Elektriciteitswet 1998, de levering aan kleinverbruikers wordt toegewezen, aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet welke programmaverantwoordelijke met volledige erkenning voor de desbetreffende kleinverbruikers programmaverantwoordelijk met volledige erkenning dient te worden. De verwerkingstermijn van een dergelijk verzoek bedraagt maximaal twee weken.
[Vervallen]
In de in 3.1d.4 bedoelde situatie wordt de aangeslotene geacht een leveringscontract te hebben met de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die in de plaats van de leverancier treedt. De grootverbruiker heeft twee maanden het recht het leveringscontract zonder opzegtermijn te beëindigen. Tevens kan de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning, voor zover niet reeds overeengekomen, redelijke afspraken maken ten aanzien van programmaverantwoordelijkheid voor de aansluiting.
De in 3.1d.4 bedoelde programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die in de plaats van de leverancier treedt, mag aan de aangeslotene, niet zijnde kleinverbruikers, een tarief voor de geleverde energie in rekening brengen dat overeenkomt met de uurlijkse day ahead prijs op de dag zelf tot stand gekomen op de aangewezen beurs, tenzij de aangeslotene met deze programmaverantwoordelijke anders is overeengekomen.
[Vervallen]
Indien en voor zover op grond van deze paragraaf (daaronder begrepen op grond van verkoop of doorstart van de onderneming van de aanvankelijke leverancier) de leverancier van groepen aangeslotenen wijzigt, zorgt de netbeheerder die het aangaat ervoor dat de wisseling van leverancier binnen één werkdag in het aansluitingenregister is verwerkt.
In geval van samenloop van het dreigen weg te vallen dan wel wegvallen van een leverancier en een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning voor aansluitingen die door beide partijen bedient worden, gelden de volgende aanvullende bepalingen:
Bij het gelijktijdig nemen van het besluit om een vergunning en een erkenning in te trekken, geldt de aanvullende bepaling dat het besluit dat de vergunning wordt ingetrokken eerder geacht wordt te zijn genomen dan de beslissing tot het intrekken van de erkenning als programmaverantwoordelijke.
Als binnen de opschortingsperiode van de intrekking van de erkenning van de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning de vergunning van de leverancier bij besluit ingetrokken wordt, kan, indien noodzakelijk, de opschortingsperiode van de programmaverantwoordelijke verlengd worden. Deze verlenging loopt ten hoogste tot het einde van de tijdelijke voortzettingsperiode die geldt voor de betreffende leverancier en geldt alleen voor de aansluitingen die onder deze vergunninghouder vallen.
In de situatie als bedoeld in artikel 3.1.12, treedt de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die de programmaverantwoordelijkheid voor die aangeslotenen draagt, in de plaats van de leverancier tot het moment waarop de grootverbruiker een nieuwe leveringsovereenkomst heeft gesloten dan wel de levering aan die grootverbruiker is beëindigd. De betreffende switcht daartoe de betreffende aangeslotenen conform paragraaf 4.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas naar zich toe. De betrokken aangeslotenen worden zo spoedig mogelijk, maar uiterlijk binnen drie werkdagen na de effectuering van de switch schriftelijk door de betreffende programmaverantwoordelijke met volledige erkenning van de ontstane situatie en de thans geldende voorwaarden (daaronder begrepen de opzeggingsmogelijkheden) op de hoogte gesteld.
In de in 3.1f.1 bedoelde situatie wordt de aangeslotene geacht een leveringscontract te hebben met de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die in de plaats van de leverancier treedt. De grootverbruiker, heeft twee maanden het recht het leveringscontract zonder opzegtermijn te beëindigen. Tevens kan de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning, voor zover niet reeds overeengekomen, redelijke afspraken maken ten aanzien van programmaverantwoordelijkheid voor de aansluiting.
De in 3.1f.1 bedoelde programmaverantwoordelijke met volledige erkenning die in de plaats van de leverancier treedt, mag aan de aangeslotene, niet zijnde kleinverbruikers, een tarief voor de geleverde energie in rekening brengen dat overeenkomt met de uurlijkse day ahead prijs op de dag zelf tot stand gekomen op de aangewezen beurs, tenzij de aangeslotene met deze programmaverantwoordelijke anders is overeengekomen.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kan aan een natuurlijke of rechtspersoon op aanvraag een erkenning als programmaverantwoordelijke verlenen. De erkenning kan zijn:
een volledige erkenning;
een handelserkenning.
De programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning heeft het recht:
programmaverantwoordelijkheid voor de eigen aansluitingen uit te oefenen, tenzij hij beschermde afnemer is;
de uitoefening van programmaverantwoordelijkheid voor de aansluitingen van derden aan te bieden als dienst;
energieprogramma’s in te dienen;
transactiepartij te zijn in energieprogramma’s.
De programmaverantwoordelijke met een handelserkenning heeft uitsluitend het recht, genoemd in de onderdelen c. en d. van 3.2.2.
De in 3.2.2 en 3.2.3 genoemde rechten zijn niet overdraagbaar.
De programmaverantwoordelijke mag de in 3.2.2 en 3.2.3 genoemde rechten uitoefenen met ingang van de dag die volgt op de dag waarop hij als zodanig in het PV-register, bedoeld in 3.3.1, is ingeschreven.
De aanvraag om een erkenning als programmaverantwoordelijke wordt schriftelijk ingediend bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet volgens een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uit te geven model.
Bij het verlenen van erkenningen als programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning neemt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet hetgeen de Autoriteit Consument en Markt heeft bepaald op grond van artikel III, derde lid, van de Wet van 3 juni 1999 (Stb 260) in acht.
[Vervallen]
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet beslist binnen 30 dagen na ontvangst van het aanvraagformulier of de aanvrager voor erkenning als programmaverantwoordelijke in aanmerking kan worden gebracht.
Indien bij de aanvraag niet alle benodigde gegevens zijn verstrekt, wordt de in 3.2.9 genoemde termijn opgeschort totdat is voldaan aan het verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet om vestrekking van de ontbrekende gegevens.
Onverminderd het overigens bij of krachtens de Wet bepaalde, wordt een erkenning verleend, nadat:
de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zich ervan heeft vergewist dat de aanvrager beschikt over de deskundigheid en over de technische, administratieve en organisatorische faciliteiten die vereist zijn om programmaverantwoordelijkheid te kunnen uitoefenen, en
de aanvrager zich jegens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet in een eenvormige overeenkomst heeft verbonden tot naleving van de voorwaarden voor het uitoefenen van programmaverantwoordelijkheid, welke voorwaarden betrekking hebben op de door de aanvrager, tenzij hij vergunninghouder in de zin van de wet is, te verstrekken financiële zekerheden, op de naleving van de krachtens artikel 36 van de Wet door de Autoriteit Consument en Markt vastgestelde voorwaarden, op de betaling van op grond van de overeenkomst verschuldigd geworden bedragen en op de gevallen waarin en de voorwaarden waaronder de overeenkomst eindigt of kan worden beëindigd.
De in 3.2.11 bedoelde financiële zekerheid wordt gesteld in de vorm van een bankgarantie overeenkomstig een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uit te geven model, al dan niet, naar keuze van de programmaverantwoordelijke, aangevuld met een bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aangehouden deposito. Met betrekking tot de vaststelling en de wijziging van de omvang van de te stellen financiële zekerheid geldt het bepaalde in bijlage 5.
Wanneer een eerdere erkenning van de aanvrager is ingetrokken, willigt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de aanvraag niet in dan nadat hij zich ervan heeft vergewist dat de redenen die tot intrekking van de eerdere erkenning hebben geleid niet meer aanwezig zijn en geen grond bestaat voor het vermoeden dat deze redenen zich opnieuw zullen voordoen.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet doet een beslissing tot verlening van een erkenning als programmaverantwoordelijke zo spoedig mogelijk in de Staatscourant publiceren, waarbij worden vermeld:
naam, adres en woonplaats van de programmaverantwoordelijke;
of sprake is van een volledige erkenning dan wel van een handelserkenning.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kan in de in artikel 3.2.11 onder b genoemde overeenkomst geen andere voorwaarden stellen voor erkenning als programmaverantwoordelijke dan in deze paragraaf zijn opgenomen.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet beheert een register, hierna te noemen het PV-register, waarin de namen, adressen, telefoon- en faxnummers alsmede de gegevens ten behoeve van computermatige communicatie zijn vermeld van de in 3.1.1 bedoelde natuurlijke en rechtspersonen en waarin voorts is aangetekend of sprake is van een volledige erkenning dan wel van een handelserkenning.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet deelt aan de programmaverantwoordelijke de datum van zijn inschrijving in het PV-register mee.
Een programmaverantwoordelijke heeft het recht het PV-register in te zien en hem betreffende onjuistheden daarin te doen corrigeren.
Wijzigingen in het PV-register geeft de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onverwijld door aan de andere netbeheerders en programmaverantwoordelijken.
Een programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning is jegens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet steeds verplicht programmaverantwoordelijkheid uit te oefenen met betrekking tot de aansluitingen waarvoor hij in het aansluitingenregister op enig moment als programmaverantwoordelijke is vermeld.
Ten aanzien van de verplichting van een programmaverantwoordelijke om met betrekking tot een aansluiting programmaverantwoordelijkheid uit te oefenen, mag de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet afgaan op hetgeen in het aansluitingenregister omtrent de programmaverantwoordelijkheid voor die aansluiting is vermeld, onverminderd het recht van die programmaverantwoordelijke op correctie van een onjuiste vermelding en onverminderd zijn aanspraak jegens de desbetreffende netbeheerder tot vergoeding van de kosten die door een aan die netbeheerder toe te rekenen onjuiste vermelding zijn veroorzaakt.
De programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning van een natuurlijke of rechtspersoon als bedoeld in 3.1.1 wordt ingetrokken met ingang van de datum waarop de in 3.2.11, onderdeel b, bedoelde overeenkomst is geëindigd, ongeacht of zijn inschrijving in het PV-register op die datum is doorgehaald en de intrekking van zijn erkenning is gepubliceerd, een en ander als bedoeld in 3.5.2 en 3.5.3.
Wanneer de programmaverantwoordelijkheid met volledige erkenning van een natuurlijke of rechtspersoon is ingetrokken, stelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de andere netbeheerders en programmaverantwoordelijken daarvan onverwijld in kennis en haalt hij de desbetreffende inschrijving in het PV-register door.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de intrekking van een erkenning van een programmaverantwoordelijke met volledige erkenning zo spoedig mogelijk in de Staatscourant, onder vermelding van naam, adres en woonplaats van de betrokken natuurlijke of rechtspersoon alsmede van de datum waarop de erkenning is ingetrokken en van de datum waarop zijn inschrijving in het PV-register is doorgehaald.
Een programmaverantwoordelijke dient dagelijks vóór 9.00 uur of een door de gezamenlijke netbeheerders in onderling overleg te bepalen ander tijdstip bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een planning in van importen, exporten en transits van elektriciteit voor de volgende dag (“IET-planning”), die voortvloeien uit eerder verkregen toestemming van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet voor importen, exporten en transits voor meer dan één dag.
Uiterlijk twee uur en 15 minuten na het tijdstip waarop de in 3.6.1 bedoelde planning moet zijn ingediend bericht de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke welke in de planning opgenomen importen, exporten en transits hij, rekening houdend met de beschikbare capaciteit van de landsgrensoverschrijdende verbindingen voor de volgende dag heeft toegewezen en welke ruimte ten behoeve van de spotmarkt voor de volgende dag beschikbaar is op de landsgrensoverschrijdende verbindingen.
Indien de toewijzing, bedoeld in 3.6.2, niet overeenstemt met de planning, bedoeld in 3.6.1, dient de programmaverantwoordelijke bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vóór 14:00 uur op dezelfde dag een bijgestelde planning in.
Indien de IET-planning of bijgestelde IET-planning voor de volgende dag niet vóór het in 3.6.1 onderscheidenlijk 3.6.3 bedoelde tijdstip is ingediend, wijst de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet geen capaciteit op landsgrensoverschrijdende verbindingen ten behoeve van de in die planning opgenomen transporten toe.
Een programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning dient dagelijks vóór 14:00 uur bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet met betrekking tot aansluitingen waarvoor hij programmaverantwoordelijke is een energieprogramma in, waarin mede een IET-planning is opgenomen.
Een programmaverantwoordelijke met een handelserkenning dient dagelijks vóór 14:00 uur bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een energieprogramma met betrekking tot energietransacties voor de volgende dag in, waarin mede een IET-planning is opgenomen.
Voor zover in de in 3.6.5 en 3.6.6 bedoelde energieprogramma’s andere importen, exporten en transits zijn opgenomen dan de importen, exporten en transits die overeenkomstig 3.6.1 tot en met 3.6.4 zijn toegewezen, bericht de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uiterlijk een half uur na het in 3.6.5 en 3.6.6 genoemde tijdstip welke van die importen, exporten en transits hij, rekening houdend met de beschikbare capaciteit van de landsgrensoverschrijdende verbindingen, heeft toegewezen.
In geval de toewijzing, bedoeld in 3.6.7, niet overeenstemt met het in 3.6.5 en 3.6.6 bedoelde energieprogramma, dient de programmaverantwoordelijke bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vóór 16:00 uur een met betrekking tot de IET-planning bijgesteld energieprogramma in.
Artikel 3.6.4 is van overeenkomstige toepassing ten aanzien van de planning van de in 3.6.7 en 3.6.8 bedoelde importen, exporten en transits.
Indien een toewijzing van transportcapaciteit als bedoeld in 3.6.2 of 3.6.7 niet vóór 17:30 uur op dezelfde dag wordt bevestigd door de beheerder van dat deel van de desbetreffende landsgrensoverschrijdende verbinding dat niet in Nederland is gelegen, vervalt de toewijzing.
Zo spoedig mogelijk nadat de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de programmaverantwoordelijke die het aangaat heeft ingelicht dat zich het in 3.6.10 bedoelde geval heeft voorgedaan, dient deze programmaverantwoordelijke een wijziging van het energieprogramma in waarin het vervallen van de toewijzing is verwerkt en waarbij het bepaalde in 3.6.17 in acht is genomen.
Voor het geval een programmaverantwoordelijke met een volledige of met handelserkenning in zijn energieprogramma een energietransactie heeft opgenomen die niet strookt met hetgeen omtrent die transactie is opgenomen in het energieprogramma van een andere programmaverantwoordelijke en deze inconsistentie niet vóór het tijdstip van ingang van dat energieprogramma is weggenomen, wordt het aldus niet-verantwoorde deel van de energietransactie door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bij beide betrokken programmaverantwoordelijken in rekening gebracht tegen de onbalansprijs die behoort bij de van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet afgenomen en geleverde elektrische energie.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onthoudt zijn goedkeuring aan een energieprogramma, indien dat programma niet voldoet aan de eisen van interne en externe consistentie, waarbij wordt verstaan onder:
indien het gaat om een programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning: per programma-tijdseenheid zijn de afname, verkoop en export van energie enerzijds in evenwicht met de invoeding, inkoop en import van energie anderzijds;
indien het gaat om een programmaverantwoordelijke met een handelserkenning: per programma-tijdseenheid zijn de verkoop en export van energie in evenwicht met de inkoop en import van energie,
externe consistentie: hetgeen per programma-tijdseenheid omtrent een energietransactie is vermeld, strookt met hetgeen omtrent diezelfde transactie is vermeld in het energieprogramma van enige andere programmaverantwoordelijke.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onthoudt voorts zijn goedkeuring aan een energieprogramma, indien dat programma, gelet op de bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ingediende transportprognoses, de verwachting wettigt dat zich transportproblemen op de aankoppelingspunten met het landelijk hoogspanningsnet zullen voordoen.
Aanstonds nadat hij van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bericht heeft ontvangen dat goedkeuring aan zijn energieprogramma is onthouden, dient de programmaverantwoordelijke een verbeterd energieprogramma in, dat opnieuw de goedkeuring van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet behoeft.
Een goedgekeurd energieprogramma gaat in op 0.00 uur van de dag waarop het betrekking heeft.
In het in 3.6.11 bedoelde geval, of in geval van een annulering van importen, exporten of transits dient een programmaverantwoordelijke een wijziging op het energieprogramma in die zodanig is dat daardoor het evenwicht wordt hersteld dat door het vervallen van de toewijzing van capaciteit voor onderscheidenlijk de annulering van importen, exporten of transits verloren is gegaan.
In de volgende gevallen leidt een door een programmaverantwoordelijke ingediende wijziging op een goedgekeurd energieprogramma dan wel door conform de regeling betreffende meer dan één NEMO in een biedzone namens de programmaverantwoordelijke ingediende wijziging van de in het goedgekeurde energieprogramma opgenomen IET-planning, tot goedkeuring daarvan door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet:
indien de wijziging een transactie met een andere programmaverantwoordelijke betreft: hetgeen in de ingediende wijziging per programmatijdseenheid omtrent een energietransactie is vermeld, strookt met hetgeen omtrent diezelfde transactie is vermeld in een door enige andere erkende programmaverantwoordelijke ingediende wijziging op een goedgekeurd energieprogramma;
indien de wijziging de in het goedgekeurde energieprogramma opgenomen IET-planning betreft: de betreffende netbeheerder van het in het buitenland gelegen deel van de desbetreffende landsgrensoverschrijdende verbinding, bevestigt de wijziging.
Wijzigingen op een goedgekeurd energieprogramma kunnen ingediend worden tot uiterlijk 10:00 uur op de dag die volgt op de dag waar het energieprogramma betrekking op heeft.
De uitwisseling van meetgegevens in het kader van programmaverantwoordelijkheid vindt plaats overeenkomstig hetgeen omtrent deze uitwisseling is bepaald in hoofdstuk 5 en 6 van de Informatiecode elektriciteit en gas.
[Vervallen]
[Vervallen]
[Vervallen]
Iedere werkdag stelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet per programmaverantwoordelijke een overzicht samen van diens prestaties met betrekking tot het direct voorafgaande etmaal. Dit overzicht bevat per etmaal de volgende gegevens:
het door de programmaverantwoordelijke bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ingediende en door hem goedgekeurde energieprogramma, met inbegrip van eventuele goedgekeurde wijzigingen daarvan;
de door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op basis van 6.3.6.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas van netbeheerders ontvangen meetgegevens;
de onbalans;
de in 3.9.2 bedoelde onbalansprijs voor elke programmatijdseenheid;
het totaalbedrag ter zake van de onbalans.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stuurt het op grond van 3.7.5 samengestelde overzicht aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke voor 17:00 uur van de eerste werkdag na het etmaal waarop dat overzicht betrekking heeft.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stuurt het op grond van 3.7.5 samengestelde overzicht aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke voor 17:00 uur van de vijfde werkdag na het etmaal waarop dat overzicht betrekking heeft. Daarbij dient in 3.7.5, onderdeel b, “6.3.7.3” in plaats van “6.3.6.1” gelezen te worden.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stuurt het op grond van 3.7.5 samengestelde overzicht, aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke voor 15.00 uur van de tiende werkdag na het etmaal waarop dat overzicht betrekking heeft. Daarbij dient in 3.7.5, onderdeel b, “6.3.8.3” in plaats van “6.3.6.1” gelezen te worden.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stuurt, indien van toepassing, direct na de op basis van 6.3.9.3 van de Informatiecode elektriciteit en gas van een netbeheerder ontvangen meetgegevens van een bepaald etmaal, het op grond van 3.7.5 samengestelde overzicht onverwijld aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke. Daarbij dient in 3.7.5, onderdeel b, “6.3.9.3” in plaats van “6.3.6.1” gelezen te worden.
Wanneer de in 3.7.5 bedoelde werkdag volgt op een weekeinde of een algemeen erkende feestdag, betreft de in 3.7.5 bedoelde gegevensverstrekking dat weekeinde onderscheidenlijk die feestdag of -dagen en het etmaal dat daaraan is voorafgegaan.
Bij de vaststelling van de in artikel 3.7.5, onderdeel c, bedoelde afwijking houdt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet rekening met de hoeveelheid energie die meer of minder is geleverd ingeval het gaat om:
de programmaverantwoordelijkheid voor de aansluiting of aansluitingen van een producent met wie de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een overeenkomst met betrekking tot de terbeschikkingstelling van regelvermogen heeft gesloten en het meer of minder leveren heeft plaatsgevonden onder die overeenkomst,
De programmaverantwoordelijkheid voor de aansluiting of aansluitingen van een afnemer die minder heeft afgenomen of, ingeval van een producent, meer of minder heeft geproduceerd volgens 2.2.5, onderdeel a,
Het meer of minder leveren volgens een transactie tussen de programmaverantwoordelijke en een andere programmaverantwoordelijke en deze transactie tot stand is gekomen volgens een door de netbeheerder van landelijk hoogspanningsnet vastgestelde en openbaar gemaakte procedure.
De programmaverantwoordelijke kan bij controle op grond van 3.7.9 en 3.7.11 gebruik maken van de gegevens die hij ingevolge 3.7.5a tot en met 3.7.5c van de netbeheerder heeft ontvangen.
De programmaverantwoordelijke controleert de meetgegevens die hij op grond van 6.3.6.4 en 6.3.7.4 van de Informatiecode elektriciteit en gas van de netbeheerders heeft ontvangen voor de hem aangaande aansluitingen tenminste op de volgende criteria:
De netbeheerder heeft de volumes toegerekend overeenkomstig de gegevens in zijn aansluitingenregister;
De door de netbeheerder aangeleverde meetgegevens zijn in lijn met de verwachtingen van de programmaverantwoordelijke.
Indien uit de controle in 3.7.9 van de meetgegevens die de programmaverantwoordelijke op grond van 6.3.7.4 van de Informatiecode elektriciteit en gas van de netbeheerder heeft ontvangen, voor één of meer meetwaarden blijkt dat deze niet voldoet, dient de programmaverantwoordelijke een herzieningsverzoek in bij de desbetreffende netbeheerder. Daarbij wordt aangegeven om welk van de volgende redenen de meetwaarde is afgekeurd.
De meetgegevens worden betwist;
De meetgegevens werden verwacht, maar zijn niet ontvangen;
De meetwaarden zijn over een te lange periode (meer dan vijf dagen) geschat;
De meetwaarden zijn ontvangen maar werden niet verwacht.
In het geval onderdeel a van toepassing is, doet de programmaverantwoordelijke zelf een voorstel voor de te gebruiken meetgegevens.
De programmaverantwoordelijke kan tot 16.00 uur van de dag waarop hij op grond van 6.3.8.2 van de Informatiecode elektriciteit en gas meetgegevens heeft ontvangen bij de desbetreffende netbeheerder reclameren over deze meetgegevens.
De netbeheerders voeren de reconciliatie uit over maand M aan de hand van meterstanden die betrekking hebben op maand M en die uiterlijk op de laatste dag van maand M+3 zijn vastgesteld.
De netbeheerders, niet zijnde de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, zenden uiterlijk de laatste werkdag van maand M+4 het aan een programmaverantwoordelijke toe te rekenen totale reconciliatievolume voor de reconciliatieperiode zoals bedoeld in bijlage 6 aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke en deze totalen van alle betrokken programmaverantwoordelijken aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet. Op de wijze waarop deze gegevens worden verzameld en bewerkt, is 3.8 van toepassing.
Uiterlijk op de tiende werkdag van maand M+5 ontvangt de programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning van de netbeheerders, niet zijnde de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, ter specificatie van de volgens 3.7.10a.3 te ontvangen gegevens de volgende gegevens per gereconciliëerde aansluiting en per kalendermaand:
De kalendermaand waarin reconciliatierun heeft plaatsgevonden
De kalendermaand waarover gereconciliëerde volume is vastgesteld
De EAN-code van de aansluiting
De bedrijfs EAN-code van de programmaverantwoordelijke
De bedrijfs EAN-code van de leverancier
De EAN-code van het netgebied waartoe aansluiting behoort
Het standaardjaarverbruik voor normaaluren
Het standaardjaarverbruik voor laaguren
Het op basis van 6.3.8.2 van de Informatiecode elektriciteit en gas toegerekende volume tijdens normaaluren
Het op basis van 6.3.8.2 van de Informatiecode elektriciteit en gas toegerekende volume tijdens laaguren
Het o.b.v. meterstanden berekende volume tijdens normaaluren
Het o.b.v. meterstanden berekende volume tijdens laaguren
Op de wijze waarop deze gegevens worden verzameld en bewerkt, is 3.8 van toepassing.
Uiterlijk op de tiende werkdag van maand M+5 ontvangt de programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de volgende gegevens:
Het totaal van de in 3.7.10a.2 bedoelde verzamelde gegevens;
De reconciliatieprijs, zijnde de gewogen gemiddelde day ahead prijs zoals die door de APX wordt gepubliceerd voor de normaaluren en de laaguren periode. De wijze waarop deze prijs wordt bepaald is vermeld in bijlage 7;
Het totaal nog te betalen of te ontvangen bedrag.
De programmaverantwoordelijken die per saldo moeten betalen, dragen er zorg voor dat de te betalen bedragen op de eerste dinsdag na de in 3.7.10a.3 bedoelde moment zijn gestort op een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet speciaal daarvoor geopende bankrekening, tenzij tussen bedoelde moment en de eerste dinsdag niet meer dan drie werkdagen zijn gelegen. In dat geval dragen de programmaverantwoordelijken met een volledige erkenning er zorg voor dat de te betalen bedragen op de daaropvolgende dinsdag zijn gestort op de speciale bankrekening van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Op de woensdag volgende op die in 3.7.10a.4 bedoelde dinsdag stort de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de op grond van 3.7.10a.3 uit te keren bedragen op een daartoe door hen bekend gemaakt bankrekeningnummer van de programmaverantwoordelijken die per saldo ontvangen. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet is niet gehouden meer uit te keren dan door de programmaverantwoordelijken aan hem is overgedragen.
Indien de in 3.7.10a.4 en 5 bedoelde dinsdag of woensdag niet op een werkdag valt, schuiven de termijnen op tot de eerstvolgende werkdag.
De formules en de rekenmodellen die de netbeheerders hanteren bij het bepalen van de te reconciliëren volumes zijn vermeld in bijlage 7.
De netbeheerders leggen ten behoeve van het reconciliatieproces de gegevens vast volgens bijlage 6.
[Vervallen]
[Vervallen]
[Vervallen]
Verschillen tussen de historische allocatie en de herberekende allocatie worden tussen desbetreffende netbeheerder en programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning verrekend tegen de reconciliatieprijs, zoals genoemd in 3.7.10a.3, onderdeel b.
In afwijking van artikel 3.7.14 kunnen partijen overeenkomen om verrekening achterwege te laten indien de kosten van het verrekenen substantieel zijn ten opzichte van het te verrekenen bedrag.
Netbeheerders en programmaverantwoordelijken met een volledige erkenning melden uiterlijk op 31 oktober van het tweede kalenderjaar na een verbruiksjaar, onderbouwd, aan een wederpartij welke verschillen zij wensen te verrekenen.
De wederpartij in een verzoek als bedoeld in 3.7.16 heeft tot uiterlijk 31 december van dat jaar de tijd te reageren op het desbetreffende verzoek.
In verband met het in 3.6 en 3.7 bepaalde stellen de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de overige netbeheerders in onderling overleg regels vast ten aanzien van hetgeen tussen de netbeheerders onderling alsmede tussen hen en programmaverantwoordelijken geldt omtrent:
berichtspecificaties voor de (elektronische) berichtenuitwisseling;
procedures en specificaties van het te gebruiken centrale postbussysteem voor de geautomatiseerde berichtenuitwisseling;
communicatieprotocollen voor de dagelijkse informatie-uitwisseling;
specificaties waaraan de energieprogramma’s en daarmee verband houdende berichten moeten voldoen.
Het in 3.8.1 onder a bedoelde centrale postbussysteem wordt beheerd door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
Het is de gebruiker van het centrale postbussysteem slechts toegestaan berichten uit te wisselen, als die gebruiker voor ieder uit te wisselen bericht in het bezit is van een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uitgegeven testcertificaat. Het certificaat is maximaal 12 maanden geldig.
Indien
een gebruiker van het centrale postbussysteem in strijd met 3.8.1b berichten uitwisselt waarvoor hij geen door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet uitgegeven testcertificaat bezit,
hij na daartoe uitgenodigd door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet niet direct een test aanvraagt en
hij binnen twee weken na de hiervoor bedoelde uitnodiging nog geen testcertificaat in het bezit heeft,
kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de toegang tot het centrale postbussysteem weigeren.
De artikelen 3.8.1 tot en met 3.8.1c vinden buiten paragraaf 3.8 toepassing voorzover er sprake is van elektronische berichtenuitwisseling via het in 3.8.1 bedoelde centrale postbussysteem.
Voor de berichten die bij inwerkingtreding van de artikelen 3.8.1a tot en met 3.8.1c reeds in gebruik zijn, worden de gebruikers geacht een certificaat te hebben dat geldig is tot maximaal 12 maanden na de datum van inwerkingtreding.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stelt iedere programmaverantwoordelijke op de hoogte van de 3.8.1 bedoelde regels door toezending daarvan.
Onverminderd het bepaalde in 3.8.1 stelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het elektronische berichtenverkeer bedoeld in 3.8.1 open voor berichtenverkeer ten behoeve van gesloten distributiesystemen die voldoen aan de voorwaarden genoemd in 2.7.5 van de Netcode elektriciteit. Daarbij stelt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de beheerder van het desbetreffende gesloten distributiesysteem op de hoogte van de in 3.8.1 bedoelde regels door toezending daarvan.
Alvorens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het elektronische berichtenverkeer bedoeld in 3.8.1 open stelt voor de beheerder van een gesloten distributiesysteem, verstrekt deze beheerder aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een afschrift van de aan hem krachtens artikel 15, eerste lid, van de Wet verleende ontheffing.
Indien een ontheffing op grond van artikel 15, eerste lid, van de Wet vervalt, dan wel wordt ingetrokken, stelt de Autoriteit Consument en Markt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet daarvan op de hoogte. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stelt daarop het elektronische berichtenverkeer als bedoeld in 3.8.1 niet langer open voor het desbetreffende gesloten distributiesysteem.
In afwijking van 3.8.2b overlegt de beheerder van een net als bedoeld in 2.7.7 van de Netcode elektriciteit een afschrift van het in 2.7.7 van de Netcode elektriciteit bedoelde bestemmingsplan alvorens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het elektronische berichtenverkeer bedoeld in 3.8.1 open stelt voor de beheerder van een net als bedoeld in 2.7.7 van de Netcode elektriciteit.
Ten behoeve van beheer en onderhoud van de specificaties en protocollen, zoals bedoeld in 3.8.1, organiseren de gezamenlijke netbeheerders een overlegplatform, waarin zitting hebben een delegatie van de gezamenlijke netbeheerders en van representatieve organisaties van partijen op de elektriciteitsmarkt, die op basis van deze code of enige andere regeling ex artikel 31 van de Elektriciteitswet 1998 gebruik maken van de bedoelde elektronische datacommunicatiemiddelen.
De kosten van het overlegplatform ten behoeve van beheer en onderhoud zullen door het in 3.8.3 bedoelde platform ten laste worden gebracht van de netbeheerders.
Op basis van de volgens 6.3.5.6 en 6.3.6.3 van de Informatiecode elektriciteit en gas ontvangen gegevens vergelijkt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de som van de invoedingen in elk deelnet, waarvan het spanningsniveau gelijk is aan of hoger is dan 110 kV, met de som van het verbruik in dat deelnet. Bij een geconstateerde afwijking groter dan 1000 kWh per dag wordt een melding gemaakt naar de desbetreffende netbeheerder en wordt deze netbeheerder verzocht de gegevens te (doen) corrigeren.
Elk kwartaal zal de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de overige netbeheerders berichten over de trends in de meetcorrectiefactoren die de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op grond van 4.2.5a ontvangt.
In deze paragraaf wordt verstaan onder:
opregelen: het leveren van elektrische energie aan de netbeheerder van het landelijke hoogspanningsnet uit het door die netbeheerder ten behoeve van de systeembalans ingezette regelvermogen, reservevermogen en noodvermogen;
afregelen: het leveren van elektrische energie door de netbeheerder van het landelijke hoogspanningsnet aan de beheerders van het door die netbeheerder ten behoeve van de systeembalans ingezette regelvermogen, reservevermogen en noodvermogen;
prijs voor opregelen: de prijs per kWh, bepaald per programmatijdseenheid, overeenkomend met de hoogste biedprijs als bedoeld in artikel 5.1.1.1a1 van de Netcode Elektriciteit, van het ingezette regel- en reservevermogen voor opregelen of, indien deze hoger is, de prijs van het ingezette noodvermogen voor opregelen tijdens een toestand van inzet noodvermogen opregelen;
prijs voor afregelen: de prijs per kWh, bepaald per programmatijdseenheid overeenkomend met de laagste biedprijs als bedoeld in artikel 5.1.1.1a2 van de Netcode Elektriciteit, van het ingezette regel- en reservevermogen voor afregelen of, indien deze lager is, de prijs van het ingezette noodvermogen voor afregelen tijdens een toestand van inzet noodvermogen afregelen. Deze prijs kan negatief zijn;
prikkelcomponent: een bedrag per kWh als omschreven in 3.9.7 tot en met 3.9.9;
regeltoestand: een parameter waarmee de gevraagde regelactie aan leveranciers van regelvermogen en het verloop daarvan gedurende een programmatijdseenheid wordt geïdentificeerd. Deze parameter wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vastgesteld volgens 3.9.1a;
balans-delta: de door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te publiceren som van de door de landelijke frequentie-vermogensregeling gevraagde reactie aan leveranciers van regelvermogen;
middenprijs: het gemiddelde van de prijs per kWh, bepaald per programmatijdseenheid, van de laagste bieding voor opregelen aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de prijs per kWh, bepaald per programmatijdseenheid, van de hoogste bieding voor afregelen aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
De regeltoestand gedurende een programmatijdseenheid wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet als volgt vastgesteld:
Indien de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet gedurende een programmatijdseenheid
opregelt noch afregelt bedraagt de regeltoestand 0;
uitsluitend heeft opgeregeld bedraagt de regeltoestand +1;
uitsluitend heeft afgeregeld bedraagt de regeltoestand -1;
zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet dalende reeks bedraagt de regeltoestand +1;
zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet stijgende reeks bedraagt de regeltoestand -1;
zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt noch een continue niet stijgende reeks noch een continue niet dalende reeks bedraagt de regeltoestand 2;
zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt zowel een continue niet stijgende reeks als een continue niet dalende reeks bedraagt de regeltoestand 2.
De in 3.7.5 sub c bedoelde onbalans wordt met de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verrekend tegen een prijs per kWh, hierna te noemen de onbalansprijs.
De in artikel 3.9.2 bedoelde onbalansprijs bedraagt in een programmatijdseenheid waarin de regeltoestand -1 is:
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor afregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke.
De in 3.9.2 bedoelde onbalansprijs bedraagt in een programmatijdseenheid waarin de regeltoestand +1 is:
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor opregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke.
De in 3.9.2 bedoelde onbalansprijs bedraagt in een programmatijdseenheid waarin de regeltoestand 2 is:
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie: en de middenprijs hoger is dan de prijs voor opregelen, wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie en de middenprijs lager is dan de prijs voor afregelen, wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke;
Indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie en de middenprijs niet hoger is dan de prijs voor opregelen, wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
Indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie en de middenprijs niet lager is dan de prijs voor afregelen, wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke.
De in 3.9.2 bedoelde onbalansprijs bedraagt in een programmatijdseenheid waarin de regeltoestand 0 is:
Indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de programmaverantwoordelijke aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
Indien de in 3.7.5 genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende programmaverantwoordelijke de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de programmaverantwoordelijke.
De startwaarde van de prikkelcomponent per 1 januari 2001 bedraagt 10 Euro per MWh. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet streeft naar een zo laag mogelijke waarde voor zover de kwaliteit van de systeembalans dat toelaat.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal de hoogte van de prikkelcomponent op basis van objectieve factoren aanpassen volgens een procedure die wordt vastgesteld door voornoemde beheerder. De actuele hoogte van de prikkelcomponent wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op haar website gepubliceerd. De Autoriteit Consument en Markt kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verzoeken de voornoemde procedure integraal als onderdeel van de Systeemcode elektriciteit op te nemen.
Het in een kalenderjaar voor de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet resulterende saldo van de verrekeningen van:
onbalans met programmaverantwoordelijke partijen;
de kosten van de geactiveerde middelen volgens 2.2.5, onderdeel a, waaronder de niet door het transportafhankelijk verbruikerstarief van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet gedekte kosten voor regel-, reserve-, en noodvermogen;
het nakomen van tussen de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en buitenlandse instellingen als bedoeld in artikel 16, tweede lid, onderdeel h, van de Wet, van in ENTSO-E-verband aangegane verplichtingen ten aanzien van landsgrensoverschrijdende balanceringsprocessen, zal de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet in het jaar volgend op het jaar van verrekening, verrekenen via het transportafhankelijk verbruikerstarief van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, als bedoeld in paragraaf 3.2 van de Tarievencode elektriciteit.
Indien onbalans het gevolg is van een gebeurtenis in het net of van ingrijpen van een netbeheerder, zullen programmaverantwoordelijken gecompenseerd worden voor de betaalde prikkelcomponent. Enkele voorbeelden van dergelijke gebeurtenissen zijn:
automatische afschakeling van belasting als bedoeld in artikel 2.2.25, of handmatige afschakeling in opdracht van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet als bedoeld in de artikelen 2.2.13 tot en met 2.2.19;
wijziging van de afname of invoeding op verzoek van een netbeheerder als bedoeld in de artikelen 5.1.1.8 tot en met 5.1.1.10 van de Netcode elektriciteit;
(gedeeltelijke) onderbreking van de levering van de transportdienst.
De compensatie wordt verstrekt door de netbeheerder die voor de afschakeling verantwoordelijk is (a) of die een wijziging van de afname of invoeding heeft verzocht (b) of in wiens net de onderbreking plaatsvindt (c). De compensatie vindt slechts plaats voor dat deel van de onbalans dat door de afschakeling of de onderbreking is veroorzaakt en indien de hierdoor veroorzaakte onbalans voor alle programmaverantwoordelijken gezamenlijk tenminste 1000 MWh bedraagt.
Registraties van berichten die in verband met het bepaalde in deze code zijn verzonden overeenkomstig de in 3.8.1 vastgestelde regels, leveren, behoudens tegenbewijs, bewijs op van de in die berichten vervatte gegevens.
Een bericht behoeft slechts met ontvangstbevestiging te worden verzonden wanneer de in 4.1.1 genoemde regels dat voorschrijven, in welk geval die regels tevens de procedure voor de verzending met ontvangstbevestiging en de verzending van het ontvangstbericht voorschrijven.
Indien de in 4.1.1 genoemde regels verzending van een bericht met ontvangstbevestiging voorschrijven, is een dergelijk bericht ongeldig indien de ontvangst ervan niet binnen de in die regels daartoe gestelde termijn wordt bevestigd en de verzender de geadresseerde daarvan in kennis heeft gesteld, tenzij in overeenstemming met die regels een herstelprocedure in gang is gezet, bij gebreke of falen waarvan het bericht ongeldig is vanaf het moment waarop de eerder genoemde termijn is verstreken.
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verstrekt overeenkomstig het daaromtrent bepaalde in de regels, bedoeld in 4.1.1, een toegangscode en versleutelingsmethode aan degenen die gebruik maken van het in die regels bedoelde Centraal Postbus-Systeem (CPS).
Gebruikers van het CPS zijn gehouden tot de uitvoering en instandhouding van beveiligingsprocedures en -maatregelen om berichten te beschermen tegen verlies en tegen ongeautoriseerde kennisneming, wijziging of vernietiging.
De in 4.1.5 bedoelde procedures en maatregelen hebben mede betrekking op de verificatie van de oorsprong en de volledigheid van een bericht.
Indien beveiligingsprocedures of maatregelen leiden tot de afwijzing van een bericht of een fout in het bericht aan het licht brengen, stelt de ontvanger de verzender hiervan in overeenstemming met het daaromtrent bepaalde in de regels, bedoeld in 4.1.1, op de hoogte. De ontvanger geeft aan het bericht geen gevolg totdat hij door de verzender is geïnstrueerd. In geval de verzender het bericht opnieuw verzendt, is daarbij ondubbelzinnig aangegeven dat het een gecorrigeerd bericht betreft.
De inhoud van de in deze paragraaf bedoelde berichten is vertrouwelijk en mag slechts worden gebruikt voor het doel waarvoor zij worden verzonden, tenzij de daarin vervatte gegevens algemeen toegankelijk zijn.
Van berichten die via het CPS zijn uitgewisseld wordt door iedere ontvanger en verzender een tegen verlies, tenietgaan of wijziging beschermde chronologische registratie bijgehouden, met inachtneming van een termijn die op grond van de regels, bedoeld in 4.1.1, of op grond van enige wettelijke bepaling aangewezen is.
De verzender bewaart door hem verzonden berichten in het formaat van verzending. De ontvanger bewaart de ontvangen berichten in het formaat van ontvangst.
[Vervallen]
[Vervallen]
[Vervallen]
In gevallen waarin aan een of meer bepalingen van hoofdstuk 2 van deze code op het tijdstip van inwerkingtreding ervan niet wordt voldaan, en de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet daardoor zijn wettelijke taken niet kan uitvoeren, treedt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet met de betrokkene, of treden de gezamenlijke netbeheerders onderling, in overleg teneinde vast te stellen welke aanpassingen noodzakelijk zijn en binnen welke termijn deze dienen te zijn doorgevoerd.
De Systeemcode Elektriciteit, zoals vastgesteld bij besluit van 12 november 1999 en nadien diverse malen gewijzigd, wordt ingetrokken.
Dit besluit treedt in werking met ingang van de dag na de datum van uitgifte van de Staatscourant waarin het is geplaatst.
Dit besluit wordt aangehaald als: Systeemcode elektriciteit.
Dit besluit zal met de toelichting in de Staatscourant worden geplaatst.
|
Pn > 60 MW |
Instelbaar tussen 4 en 20% |
Een dode band van 500 mHz is toegestaan behoudens door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet gecontracteerde productie-eenheden |
± 10 mHz |
Voor de vaststelling van de vermogensinstellingen moet de productie-eenheid gedurende twee aaneengesloten uren het maximum-netto-vermogen leveren. Het gedurende deze periode geleverde netto vermogen wordt op vijf minuten-basis geregistreerd en vervolgens per half uur gemiddeld. De kleinste waarde van de halfuur-waarden is bepalend voor de vermogensinstellingen voor de hieronder vermelde sprongproeven.
De onder 2a. en 2b. beschreven proeven worden uitgevoerd zonder dode band.
Bij één, in overleg met de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vastgesteld, vermogenspunt tussen minimum-netto-vermogen en maximum-netto-vermogen moet in 30 seconden een vermogensafname van 5% van het maximum-netto-vermogen gerealiseerd worden bij een ingestelde statiek van 8% en een gesimuleerde frequentieverstoring van +200 mHz.
Bij het onder 2a. vermelde vermogenspunt moet in 30 seconden een vermogenstoename van 5% van het maximum-netto-vermogen gerealiseerd worden bij een ingestelde statiek van 8% en een gesimuleerde frequentieverstoring van –200 mHz.
Bij het onder 2a. vermelde vermogenspunt moet een gelijkmatig verlopende productieafname van 5% van het maximum-netto-vermogen gerealiseerd worden bij een ingestelde statiek van 8% en een gesimuleerde gelijkmatig toenemende frequentieverstoring van 0 mHz naar +200 mHz in 2 minuten. De vermogensafname moet een lineair verloop hebben en binnen 2,5 minuten volledig gerealiseerd zijn (30 seconden na-ijlend op gesimuleerde frequentieverloop).
Bij het onder 2a. vermelde vermogenspunt moet een gelijkmatig verlopende productietoename van 5% van het maximum-netto-vermogen gerealiseerd worden bij een ingestelde statiek van 8% en een gesimuleerde gelijkmatig afnemende frequentieverstoring van 0 mHz naar –200 mHz in 2 minuten. De vermogenstoename moet een lineair verloop hebben en binnen 2,5 minuten volledig gerealiseerd zijn (30 seconden na-ijlend op gesimuleerde frequentieverloop).
[Vervallen]
[Vervallen]
De vermogenswijzigingen moeten worden bewerkstelligd via de primaire regeling. Hiertoe zal een signaal dat overeenkomt met de vereiste frequentieverandering in het regelsysteem ingevoerd worden.
[Vervallen]
Na elke proef dient de eenheid gedurende tenminste 15 minuten het tijdens de sprong bereikte aangepaste vermogen te leveren.
De proeven moeten worden uitgevoerd met alle generatoren in bedrijf.
De proeven worden onder toezicht van een door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aangewezen onafhankelijke instantie uitgevoerd. Deze instantie brengt aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verslag uit over de beproevingsresultaten.
In het verslag worden ten minste vermeld:
het maximum-netto-vermogen, herleid naar nominale omgevingscondities;
de vermogensinstellingen waarbij de proeven zijn uitgevoerd, herleid naar nominale condities;
de ingegeven frequentieverstoring;
de procentuele vermogenstoename na 15 respectievelijk 30 seconden.
De landelijke netbeheerder beoordeelt de beproevingsresultaten en zendt de beoordeling tezamen met het beproevingsverslag aan de betrokken aangeslotene.
De productie-eenheid moet bij 85% van de nominale eigenbedrijfsspanning gedurende 15 minuten (of korter in het geval dat de productie-eenheid is voorzien van een automatisch geregelde eigen bedrijfstransformator) het vastgestelde maximum-netto-vermogen, bedoeld onder I.1, leveren bij de toegekende arbeidsfactor.
Aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet worden gerapporteerd:
tijdstip van aanvang en beëindiging;
spanning eigen bedrijfsrail als functie van de tijd;
netto vermogen als functie van de tijd.
Bij levering van tenminste 80% van het vastgestelde maximum-netto-vermogen, bedoeld onder I.1, bij de arbeidsfactor die is overeengekomen met de netbeheerder op wiens net de productie-eenheid is aangesloten, wordt de hoofdschakelaar van de eigen bedrijfsinstallatie geopend.
Na een periode van tenminste1,5 seconden, ingaande op het moment dat de restspanning op de hoofdrails van het eigen bedrijf lager is dan 70% van de nominale waarde, wordt de schakelaar weer gesloten. Gedurende deze tijd mag de productie-eenheid niet door de beveiliging van het eigen bedrijf van het net worden gescheiden of tot stilstand komen.
De onder 2. genoemde tijd van 1,5 seconde is een sommatie van:
de maximale kortsluitduur (300 ms);
hersteltijd van de netspanning tot 85% na afschakeling van de kortsluiting;
detectietijd van het minimum-spanningsrelais bij terugkerende spanning;
tijdvertraging minimum spanningsrelais;
schakeltijd van de schakelaar waarmee de eenheid van het net wordt gescheiden;
hersteltijd van de generatorspanning.
Aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet worden gerapporteerd:
tijdstip van aanvang en beëindiging.
spanning eigen bedrijfsrail als functie van de tijd.
netto vermogen als functie van de tijd.
Bij levering van tenminste 85% van het onder vastgestelde maximum-netto-vermogen, bedoeld onder I.1, bij de toegekende arbeidsfactor, wordt de productie-eenheid met de netschakelaar van het net gescheiden. Na één uur wordt de productie-eenheid parallel geschakeld met het net. Vervolgens dient de productie-eenheid na 30 minuten gedurende 1 uur stabiel minimum-vermogen aan het net te kunnen leveren.
Aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet worden gerapporteerd:
tijdstip openen netschakelaar;
netto-vermogen als functie van de tijd;
tijdstip synchronisatie per generator.
Aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet worden in aanvulling op de onder II.2, III.4 en IV.2 genoemde gegevens tevens gerapporteerd:
elektrisch schema eigen bedrijfsinstallatie;
datum dan wel data van uitvoering:
beschrijving van de bedrijfssituatie voorafgaand aan de proeven;
beschrijving van de uitvoering;
overzicht van de schakelhandelingen;
totaal opgenomen vermogen van het eigen bedrijf voor, na en tijdens de proeven;
overzicht van de belangrijkste in bedrijf zijnde installaties van het eigen bedrijf (> 100 kVA).
De omvang van de door een programmaverantwoordelijke met een handelserkenning te stellen zekerheid wordt afgeleid van het hoogste netto-transactievolume in MWh van die programmaverantwoordelijke met enige andere programmaverantwoordelijke gedurende één etmaal.
De eerste maal is de omvang van de te stellen zekerheid gebaseerd op het door de programmaverantwoordelijke verwachte hoogste netto-transactievolume als onder 1 bedoeld, met een ondergrens van 50 MW.
De onder 1 bedoelde omvang wordt vermenigvuldigd met de factor 2, waarna het product wordt vermenigvuldigd met de gemiddelde marktprijs van energie over een periode van drie maanden voorafgaand aan de bepaling van de omvang van de te stellen zekerheid. Het aldus resulterende bedrag is het bedrag waarvoor zekerheid moet worden gesteld.
Indien wordt vastgesteld dat het hoogste netto-transactievolume waarop de omvang van de zekerstelling is gebaseerd meer dan incidenteel wordt overschreden, verhoogt de programmaverantwoordelijke de zekerstelling op eerste schriftelijke verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, waarbij de nieuwe omvang zal worden gebaseerd op het hoogste netto-transactievolume dat in de zes voorafgaande weken gedurende één etmaal is vastgesteld.
Indien wordt vastgesteld dat het daadwerkelijk hoogste netto-transactievolume op etmaalbasis structureel lager is dan het hoogste netto-transactievolume waarop de omvang van de zekerstelling is gebaseerd, verleent de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op schriftelijk verzoek van de programmaverantwoordelijke toestemming tot verlaging van de zekerstelling, waarbij de nieuwe omvang zal worden gebaseerd op het gemiddelde van de hoogste dagelijkse netto-transactievolumes in de zes voorafgaande weken, met een ondergrens van 50 MW.
De omvang van de door een programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning te stellen zekerheid wordt afgeleid van
het hoogste netto-transactievolume in MWh van die programmaverantwoordelijke met enige andere programmaverantwoordelijke gedurende één etmaal, en;
de totale transportcapaciteit van de aansluitingen van afnemers, niet zijnde beschermde afnemers, waarvoor hij programmaverantwoordelijkheid draagt.
Het voor de programmaverantwoordelijke met een handelserkenning onder I bepaalde is van overeenkomstige toepassing op de vaststelling van het onder II.1, onderdeel a, bedoelde element voor de bepaling van de omvang van de te stellen zekerheid, behoudens dat de onder I.3 genoemde vermenigvuldiging met de factor 2 niet wordt toegepast. Het resulterende bedrag wordt onder II.7 aangeduid met de letter ‘A’.
De transportcapaciteit, bedoeld onder II.1, onderdeel b, wordt bepaald aan de hand van de opgave door de andere netbeheerders aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, waarbij de andere netbeheerders per programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning eens per maand aangeven hoeveel aansluitingen vallen in de klasse:
2–10 MW;
11–25 MW;
26–50 MW;
groter dan 50 MW, met vermelding van de capaciteit per aansluiting in deze klasse.
Per programmaverantwoordelijke wordt voor de onder II.3, onderdelen a-c, genoemde klassen per klasse het aantal aansluitingen in die klasse vermenigvuldigd met de laagste capaciteit van die klasse. Voor de onder II.3, onderdeel d, genoemde klasse wordt uitgegaan van het totaal van de feitelijke capaciteit van de aansluitingen in die klasse.
Het onder II.1, onder a, bedoelde element voor de bepaling van de omvang van de door een programmaverantwoordelijke te stellen zekerheid is gebaseerd op de overeenkomstig II.3 en II.4 bepaalde capaciteit voor die programmaverantwoordelijke, vermenigvuldigd met 24, met een ondergrens van 50 MW.
Het onder II.5 bedoelde product wordt vermenigvuldigd met de gemiddelde marktprijs van energie over een periode van drie maanden voorafgaand aan de bepaling van de omvang van de te stellen zekerheid. Het resulterende bedrag wordt onder II.8 aangeduid met de letter ‘B’.
Indien en zolang de programmaverantwoordelijke met volledige erkenning slechts de prikkelcomponent van de onbalansprijs verschuldigd is, wordt, in afwijking van het onder II.6 bepaalde, het onder II.5 bedoelde product vermenigvuldigd met het actuele bedrag van de prikkelcomponent, waarbij evenwel geldt dat het bedrag van de te stellen zekerheid nooit lager wordt gesteld dan EUR 25.000, ongeacht of de berekening volgens II.8 op een lager bedrag uitkomt.
Het bedrag waarvoor de programmaverantwoordelijke met een volledige erkenning zekerheid dient te stellen wordt vervolgens aldus bepaald:
indien geldt (2 * A) > B, bedraagt het bedrag van de te stellen zekerheid: 2 * A;
indien geldt (2 * A) < B, bedraagt het bedrag van de te stellen zekerheid: A + B.
Het bepaalde onder I.4 en I.5 is van overeenkomstige toepassing, met dien verstande dat het daar bepaalde zowel betrekking heeft op de transactievolumes van de programmaverantwoordelijke als op de transportcapaciteit van de aansluitingen waarvoor hij programmaverantwoordelijkheid draagt, terwijl bovendien geldt dat indien in enige maand de totale capaciteit van de aansluitingen waarvoor de programmaverantwoordelijkheid bestaat met meer dan 50 MW wordt uitgebreid, de programmaverantwoordelijke gehouden is daarvan onverwijld mededeling te doen aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
De netbeheerder kan op twee manieren zorgen voor de voor reconciliatie benodigde gegevens: (1) via het veiligstellen van de basisgegevens, om later alles uit te kunnen rekenen, en (2) via het veiligstellen van de procesgegevens, om daarmee op het moment van het toekennen van de verbruiken de gegevens die uiteindelijk nodig zijn bij reconciliatie te kunnen berekenen. (De formules in bijlage 7 zijn gebaseerd op de tweede manier.)
In onderstaande tabel zijn voor beide manieren de benodigde gegevens weergegeven.
Voor de inrichting van systemen van de netbeheerder is het van belang onderscheid te maken naar:
Groep I: Profiel- /rekenregelgebonden gegevens, deze gegevens worden niet per aansluiting bijgehouden
Groep II: Aansluiting gebonden gegevens.
|
A |
Profielfracties van de profielen (nu 9) |
X |
|
|
B |
De definitieve meetcorrectiefactor per PTE van 15 minuten in zijn (deel)gebied. |
X |
|
|
C |
Het definitieve Totaal verbruik van profielafnemers per PTE van 15 minuten in zijn (deel)gebied. |
X |
|
|
D |
De historie op het aansluitingenregister betreffende de volgende items: |
||
|
D1 |
De Standaardjaarverbruiken met begin en eventuele einddatum |
X |
|
|
D2 |
De Profielcategorie met begin en eventuele einddatum |
X |
|
|
D3 |
De leverancier en programmaverantwoordelijke met begin en eventuele einddatum |
X |
|
|
E |
De meterstand bij de start van de reconciliatieperiode |
X |
|
|
F |
De vastgestelde meterstanden met de datum |
X |
|
|
G |
De meterstanden die reeds zijn gereconcilieerd moeten herkenbaar zijn |
X |
|
A |
Het definitieve Gecorrigeerd geprofileerd verbruik per dag per tariefperiode per klant per tariefregime |
X |
|
|
B |
Aan welke leverancier en Programmaverantwoordelijke de Geprofileerde verbruiken zijn toegerekend |
X |
|
|
C |
Toekenning werkelijk verbruik per maand per tariefperiode per klant per leverancier en Programmaverantwoordelijke |
X |
|
|
D |
De meterstanden die reeds zijn gereconcilieerd moeten herkenbaar zijn |
X |
De gegevens voor reconciliatie worden per Programmaverantwoordelijke en per leverancier vastgehouden. De gegevens worden alleen naar Programmaverantwoordelijken verzonden.
Na het definitief worden van de laatste gegevens van een maand kan een verdere sommatie plaatsvinden, waarbij rekening moet worden gehouden met een splitsing van deze gegevens van voor en na de datum van vaststelling van meterstanden, of wijziging van Programmaverantwoordelijke, leverancier, standaardjaarverbruik of profielcategorie.
Na 17 maanden moet de som van de geprofileerde verbruiken in de reconciliatieberichten per tariefperiode gelijk zijn aan de som van deze periode in de berichten van de Programmaverantwoordelijken die in de uiteindelijke onbalans verrekend zijn. De periode van 17 maanden begint met de eerste maand na maand M+3 zoals bedoeld in 3.7.10a.1.
Het reconciliatie proces kent de volgende stappen:
Aan de hand van de vastgestelde meterstanden per aansluiting bepalen van het te reconciliëren volume
Het te reconciliëren volume per aansluiting verdelen naar de juiste kalendermaanden
Het te reconciliëren volume sommeren naar programmaverantwoordelijke
Het te reconciliëren volume m.b.t. tot de netverliezen bepalen.
Bericht met de te reconciliëren volumes per programmaverantwoordelijke naar de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet sturen
Sommatie ontvangen gegevens van de netbeheerders naar programmaverantwoordelijke
Het berekenen van de gemiddelde gewogen APX prijs per maand voor normaaluren en laaguren
Financiële verrekening maken naar programmaverantwoordelijke
In de volgende paragrafen komen een aantal formules voor. Daarbij zijn de volgende symbolen gebruikt.
V = Volume
PF = Profielfractie
TF = tariefcorrectiefactor
SJV = standaard jaarverbruik
MCF = meetcorrectie factor
NV = netverliezen
LD profielen = landelijk debiet van profielafnemers
N = normaaluren
L = laaguren
1.1
Het te reconciliëren volume moet voor normaaluren en laaguren periode per maand per Programmaverantwoordelijke worden bepaald.
1.2
Het te reconciliëren volume is het verschil tussen het toegerekende volume op basis van de profielenmethodiek en het vastgestelde verbruik op basis van vastgestelde volume.
1.3
Het toegerekende volume kan bepaald worden aan de hand van de volgende formule:
Met ´begin´ wordt bedoeld de eerste dag van de reconciliatieperiode en met ‘eind’ de laatste dag. Het product (PF * MCF)N,dag Y kan berekend worden door:
1.4
Indien het vastgestelde verbruik alleen wordt vastgesteld voor normaaluren en laaguren periode dient dit gesplitst te worden naar normaaluren en laaguren. Splitsing vindt als volgt plaats:
1.5
Indien de afnemer een andere schakeltijd heeft dan volgens de definitie voor normaaluren en laaguren dient het vastgestelde verbruik te worden omgerekend naar de juiste verbruikersperioden
Voor de laaguren periode geldt:
1.6
Na bepaling van het toegerekende volume en vastgestelde gebruik kan het te reconciliëren volume worden bepaald door:
2.1
Het te reconciliëren volume dient te worden gealloceerd naar de maanden waarover het verbruik heeft plaatsgevonden:
Dit dient gesplitst te gebeuren voor normaaluren en laaguren periode.
3.1
Na allocatie per kalendermaand per Programmaverantwoordelijke het te reconciliëren volume per tariefperiode bepalen:
Bovenstaande berekening wordt zowel voor normaaluren als laaguren gedaan.
4.1
Nadat per Programmaverantwoordelijke is bepaald hoeveel volume te verrekenen is, kan het te reconciliëren netverlies berekend worden.
Bovenstaande berekening wordt zowel voor normaaluren als laaguren gedaan.
Het resultaat van de berekeningen in 3.1 en 4.1 worden naar de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verstuurd (in de vorm van een Edine bericht). Daarbij wordt het te reconciliëren volume m.b.t. de netverliezen apart vermeld.
5.1
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ontvangt van alle andere netbeheerders een overzicht zoals bedoeld in 4. Daarna vindt er een sommatie naar programmaverantwoordelijke plaats. Dit vindt gescheiden plaats voor zowel normaaluren als laaguren.
Door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet wordt de volgende berekening uitgevoerd:
6.1
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bepaalt per kalendermaand de gewogen APX prijs voor normaaluren en laaguren. De weging vindt plaats aan de hand van het aan profielklanten toegerekend verbruik op uurbasis op landelijk niveau. Op deze manier wordt het uur met een hoge landelijke belasting zwaarder meegenomen dan een nachtelijk uur. In formule vorm:
waarbij LDuur het landelijk debiet van profielafnemers op een bepaald uur is.
Ook deze berekening wordt voor normaaluren en laaguren gescheiden gemaakt.
7.1
Met behulp van deze prijs kan de financiële verrekening plaats vinden:
8.1
APX-prijzen worden berekend met twee decimalen.
Volumes:
In de uitwisseling met de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet worden alleen gehele getallen gebruikt.
Op programmaverantwoordelijke-niveau moet de som altijd exact gelijk zijn aan nul.
Afronding vindt pas plaats in stap 3.
All TSOs’ proposal for the determination of LFC blocks for the Synchronous Area Continental Europe in accordance with Article 141(2) of the Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (zoals bedoeld in artikel 2.2.30, onderdeel a).
Date 15/07/2018
Whereas
This document is a common proposal developed by all Transmission System Operators of Synchronous Area Continental Europe (hereafter referred to “TSOs”) regarding the development of a proposal for the determination of LFC blocks (hereafter referred to as “LFC blocks determination”) in accordance with Article 141(2) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 establishing a guideline on electricity transmission system operation (hereafter referred to as “SO GL”).
The LFC blocks determination proposal takes into account the general principles and goals set in the SO GL, the Commission Regulation (EU) 2017/2196 of 24 November 2017 establishing a network code on electricity emergency and restoration (NC ER) as well as in the Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity (hereafter referred to as “Regulation (EC) No 714/2009”). The goal of the SO GL/Regulation is the safeguarding of operational security, frequency quality and the efficient use of the interconnected system and resources. It sets for this purpose requirements to determine the LFC blocks per synchronous area, which shall comply with the followings requirements:
a monitoring area corresponds to or is a part of only one LFC area.
an LFC area corresponds to or is a part of only one LFC block.
an LFC block corresponds to or is a part of only one synchronous area; and
each network element is part of only one monitoring area, only one LFC area and only one LFC block.
The LFC blocks determination proposal takes into account the load-frequency control structure of each synchronous area in accordance with Article 139 of SO GL. The operation of Load- Frequency Control processes is based on operational areas, where every area has their individual responsibilities with respect to the LFC structure. The superior structure is the synchronous area in which frequency is the same for the whole area. The synchronous area CE consists of several LFC Blocks, each LFC Block consists of one or more LFC Areas. An LFC Area itself consists of one or more Monitoring areas.
The scope of the LFC blocks determination proposal is to establish the LFC blocks, LFC areas and monitoring areas for Continental Europe, while respecting the requirements set in Article 141(2) of the SO GL.
According to Article 6(6) of the SO GL, the expected impact of the LFC blocks determination proposal on the objectives of the SO GL has to be described. It is presented below. The proposed LFC blocks determination proposal generally contributes toward determining the common load-frequency control processes and control structures required by Article 4(1)(a)(c) of the SO GL.
In particular, the LFC blocks determination proposal specifies the LFC blocks, LFC areas and Monitoring areas in Continental Europe, organized in order to improve the performance of the LFC control and the efficiency of the reserves dimensioning process, while it is consistent with the existing bidding zones. With this in mind the structure presented below will contribute to system security and a common control process and structures, and therefore to the achievement of the objectives of Article 4 of the SO GL.
In conclusion, the LFC blocks determination proposal contributes to the general objectives of the SO GL Regulation to the benefit of all market participants and electricity end consumers.
SUBMIT THE FOLLOWING LFC BLOCKS DETERMINATION PROPOSAL TO ALL REGULATORY AUTHORITIES:
The determination of LFC blocks as specified in this proposal shall be considered as the common proposal of all TSOs from Continental Europe in accordance with Article 141(2) of SO GL Regulation.
For the LFC blocks encompassing the LFC areas of third country TSOs, the fulfilment of the obligations set out in SO GL towards these LFC blocks shall be subject to the content of an agreement concluded by all Synchronous Area Continental Europe TSOs with the third country TSOs in accordance with Article 13 of SO GL.
For the purposes of the LFC blocks determination proposal, terms used in this document shall have the meaning of the definitions included in Article 3 of the SO GL Regulation, Article 2 of Regulation (EC) 714/2009 and Article 2 of the Directive 2009/72/EC.
In this LFC blocks proposal, unless the context requires otherwise:
the singular indicates the plural and vice versa;
the table of contents and headings are inserted for convenience only and do not affect the interpretation of this LFC blocks determination proposal; and c) any reference to legislation, regulations, directive, order, instrument, code or any other enactment shall include any modification, extension or re-enactment of it then in force.
The synchronous area Continental Europe shall consist of the LFC blocks, LFC areas and monitoring area set out in Table 1. LFC blocks encompassing the LFC areas of third country TSOs shall be subject to re- determination after the entry into force of the agreement mentioned in Article 1.2 above.
|
Austria |
Austrian Power APG Grid AG |
APG |
APG |
APG |
APG |
|
Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH |
VUEN |
||||
|
Belgium |
Elia System Operator SA |
Elia |
ELIA |
ELIA |
ELIA |
|
Bulgaria |
Elektroenergien Sistemen Operator EAD |
ESO |
ESO |
ESO |
ESO |
|
Czech Republic |
ČEPS a.s. |
ČEPS |
CEPS |
CEPS |
CEPS |
|
Germany |
TransnetBW GmbH |
TransnetBW |
TNG |
TNG |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
TenneT TSO GmbH |
TenneT GER |
TTG |
TTG+EN |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
|
Amprion GmbH |
Amprion |
AMP |
AMP+CREOS |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
|
50Hertz Transmission GmbH |
50Hertz |
50HZT |
50HZT |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
|
Denmark West |
Energinet |
Energinet |
EN |
TTG+EN |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
Spain |
Red Eléctrica de España: S.A.U. |
REE |
REE |
REE |
REE |
|
France |
Réseau de Transport d'Electricité |
RTE |
RTE |
RTE |
RTE |
|
Greece |
Independent Power Transmission Operator S.A. |
IPTO |
IPTO |
IPTO |
IPTO |
|
Croatia |
HOPS d.o.o. |
HOPS |
HOPS |
HOPS |
SHB |
|
Hungary |
MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító Zártkörüen Müködö Részvénytársaság |
MAVIR ZRt. |
MAVIR |
MAVIR |
MAVIR |
|
Italy |
Terna – Rete Elettrica Nazionale SpA |
Terna |
TERNA |
TERNA |
TERNA |
|
Luxembourg |
CREOS Luxembourg S.A. |
CREOS |
CREOS |
AMP+CREOS |
TNG+TTG+AMP+50HZT+EN+CREOS |
|
Netherlands |
TenneT TSO B.V. |
TenneT NL |
TTB |
TTB |
TTB |
|
Poland |
PSE S.A. |
PSE |
PSE |
PSE |
PSE |
|
Portugal |
Rede Eléctrica Nacional, S.A. |
REN |
REN |
REN |
REN |
|
Romania |
C.N. Transelectrica S.A. |
Transelectrica |
TEL |
TEL |
TEL |
|
Slovenia |
ELES, d.o.o. |
ELES |
ELES |
ELES |
SHB |
|
Slovak Republic |
Slovenska elektrizacna prenosova sustava, a.s. |
SEPS |
SEPS |
SEPS |
SEPS |
* SHB: Control Block Slovenia, Croatia and Bosnia/Herzegovina
Table 1: List of Monitoring Areas, LFC Areas and LFC Blocks.
Each monitoring area, LFC area and LFC block shall be physically demarcated by accounting points for interconnectors to other monitoring areas, LFC areas and LFC blocks respectively, and therefore each network element is part of only one monitoring area, LFC area and LFC block.
Interconnectors between two monitoring areas, LFC areas or LFC blocks shall be considered as two network elements (each network element shall be delimited from the substation to the accounting point of each of the monitoring area, LFC area or LFC block).
The TSOs shall publish the LFC blocks determination proposal without undue delay after all NRAs have approved the proposal or a decision has been taken by the Agency for the Cooperation of Energy Regulators in accordance with Article 8(1) of the SO GL.
The TSOs shall implement the LFC blocks determination proposal provided one month after the regulatory authorities have approved the proposal in accordance with Article 6(3) SO GL or a decision has been taken by the Agency in accordance with Article 6(8) SO GL.
The reference language for this LFC blocks determination Proposal shall be English. For the avoidance of doubt, where TSOs need to translate this LFC blocks determination proposal into their national language(s), in the event of inconsistencies between the English version published by TSOs in accordance with Article 8 of the SO GL Regulation and any version in another language, the relevant TSOs shall, in accordance with national legislation, provide the relevant national regulatory authorities with an updated translation of the LFC blocks determination proposal.
All TSOs' proposal for a common grid model methodology in accordance with Articles 67(1) and 70(1) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 02 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation, d.d. 12 februari 2018 (zoals bedoeld in artikel 2.2.30, onderdeel b).
12 February 2018
TSOs, taking into account the following:
Whereas
This document is a common proposal developed by all Transmission System Operators (hereafter referred to as “TSOs”) regarding the development of a proposal for a common grid model methodology (hereafter referred to as ”CGMM”).
This proposal (hereafter referred to as the “CGMM Proposal”) takes into account the general principles and goals set in Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 02 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (hereafter referred to as ”Regulation 2017/1485”) as well as Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity (hereafter referred to as “Regulation (EC) No 714/2009”). The goal of Regulation 2017/1485 is to lay down detailed guidelines on requirements and principles concerning system operation with the aim of ensuring the safe operation of the interconnected system. To facilitate this aim, it is necessary for all TSOs to use a common grid model. A common grid model can only be created on the basis of a common methodology for building such a model.
Article 17 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (hereafter referred to as ”Regulation 2015/1222”) is referred to in Article 67(1) and Article 70(1) of Regulation 2017/1485 and defines several specific requirements that the CGMM Proposal should take into account:
By 10 months after the entering into force of this Regulation all TSOs shall jointly develop a proposal for a common grid model methodology. The proposal shall be subject to consultation in accordance with Article 12.
The common grid model methodology shall enable a common grid model to be established. It shall contain at least the following items:
a definition of scenarios in accordance with Article 18;
a definition of individual grid models in accordance with Article 19;
a description of the process for merging individual grid models to form the common grid model.”
Article 67(1) of Regulation 2017/1485 constitutes the legal basis for the proposal for a common grid model methodology as far as year-ahead common grid models are concerned and sets out several additional requirements:
”By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the year-ahead common grid models from the individual grid models established in accordance with Article 66(1) and for saving them. The methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222 and Article 18 of Regulation (EU) 2016/1719, as regards the following elements:
deadlines for gathering the year-ahead individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving the individual and common grid models;
quality control of the individual and common grid models to be implemented in order to ensure their completeness and consistency; and (1) and 70(1) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 02 August 2017 establishing
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (b).”
Article 70(1) of Regulation 2017/1485 constitutes the legal basis for the proposal for a common grid model methodology as far as day-ahead and intraday common grid models are concerned and contains the following additional requirements:
”By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the day-ahead and intraday common grid models from the individual grid models and for saving them. That methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222, as regards the following elements:
definition of timestamps;
deadlines for gathering the individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving individual and common grid models. The deadlines shall be compatible with the regional processes established for preparing and activating remedial actions;
quality control of individual grid models and the common grid model to be implemented to ensure their completeness and consistency;
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (c); and
handling additional information related to operational arrangements, such as protection setpoints or system protection schemes, single line diagrams and configuration of substations in order to manage operational security.”
Whereas the CGMM pursuant to Regulation 2015/1222 aims at establishing a CGM for the purpose of calculating capacity for the day-ahead and intraday capacity calculation time frames and the CGMM pursuant to Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation aims at establishing a CGM for the purpose of calculating long-term capacity, the present CGMM Proposal addresses the building of CGMs for various system operation processes. Since the methodologies required by Article 67(1) and Article 70(1), respectively, referred to above are inherently linked, for the sake of efficiency this CGMM Proposal is a joint proposal for both methodologies.
Article 2(2) of Regulation 2015/1222 defines the common grid model as:
”a Union-wide data set agreed between various TSOs describing the main characteristic (sic) of the power system (generation, loads and grid topology) and rules for changing these characteristics during the capacity calculation process”
Article 2(4) of Regulation 2015/1222 defines a scenario as:
”the forecasted status of the power system for a given time-frame”
Article 2(1) of Regulation 2015/1222 defines an individual grid model as:
”a data set describing power system characteristics (generation, load and grid topology) and related rules to change these characteristics during capacity calculation, prepared by the responsible TSOs, to be merged with other individual grid model components in order to create the common grid model”
The requirements set out in Article 17 are spelt out in more detail in Articles 18 and 19 of Regulation 2015/1222. Article 18 on scenarios outlines the following:
All TSOs shall jointly develop common scenarios for each capacity calculation time-frame referred to in Article 14(1)(a) and (b). The common scenarios shall be used to describe a (1) and 70(1) of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 02 August 2017 establishing specific forecast situation for generation, load and grid topology for the transmission system in the common grid model.
One scenario per market time unit shall be developed both for the day-ahead and the intraday capacity calculation time-frames.
For each scenario, all TSOs shall jointly draw up common rules for determining the net position in each bidding zone and the flow for each direct current line. These common rules shall be based on the best forecast of the net position for each bidding zone and on the best forecast of the flows on each direct current line for each scenario and shall include the overall balance between load and generation for the transmission system in the Union. There shall be no undue discrimination between internal and cross-zonal exchanges when defining scenarios, in line with point 1.7 of Annex I to Regulation (EC) No 714/2009.”
1.7 of Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 outlines the following:
”When defining appropriate network areas in and between which congestion management is to apply, TSOs shall be guided by the principles of cost-effectiveness and minimisation of negative impacts on the internal market in electricity. Specifically, TSOs shall not limit interconnection capacity in order to solve congestion inside their own control area, save for the abovementioned reasons and reasons of operational security. If such a situation occurs, this shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users. Such a situation shall be tolerated only until a long-term solution is found. The methodology and projects for achieving the long-term solution shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users.”
Article 19 of Regulation 2015/1222 sets out more specific requirements with respect to individual grid models, the basic building blocks of the common grid model:
For each bidding zone and for each scenario:
all TSOs in the bidding zone shall jointly provide a single individual grid model which complies with Article 18(3); or
each TSO in the bidding zone shall provide an individual grid model for its control area, including interconnections, provided that the sum of net positions in the control areas, including interconnections, covering the bidding zone complies with Article 18(3).
Each individual grid model shall represent the best possible forecast of transmission system conditions for each scenario specified by the TSO(s) at the time when the individual grid model is created.
Individual grid models shall cover all network elements of the transmission system that are used in regional operational security analysis for the concerned time-frame.
All TSOs shall harmonise to the maximum possible extent the way in which individual grid models are built.
Each TSO shall provide all necessary data in the individual grid model to allow active and reactive power flow and voltage analyses in steady state. 6.Where appropriate, and upon agreement between all TSOs within a capacity calculation region, each TSO in that capacity calculation region shall exchange data between each other to enable voltage and dynamic stability analyses.”
Article 79(5) of Regulation 2017/1485 sets out the following requirement with respect to regional security coordinators:
”In accordance with the methodologies referred to in Articles 67(1) and 70(1), and in accordance with Article 28 of Regulation (EU) 2015/1222, a regional security coordinator shall be appointed by all TSOs to build the common grid model for each time-frame and store it on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.”
Article 6(6) of Regulation 2017/1485 sets out two further obligations:
”The proposal for terms and conditions or methodologies shall include a proposed timescale for their implementation and a description of their expected impact on the objectives of this Regulation.”
The expected impact on the objectives is presented below (points (13) to (18) of this Whereas Section).
The CGMM Proposal contributes to and does not in any way hamper the achievement of the objectives of Article 4(1) of Regulation 2017/1485. In particular, the CGMM Proposal serves the objective of determining common operational security requirements and principles by prescribing a common methodology for the preparation of individual grid models to be merged into the common pan-European grid model.
In accordance with Article 4(b) of Regulation 2017/1485, and taking into account the additional methodologies to be developed under Regulation 2017/1485, the creation of the common grid model and use thereof in operational planning will contribute to determining common interconnected system operational planning principles by ensuring a common methodology for the preparation of individual grid models to be merged into the common pan-European grid model.
By having a common grid model prepared on the basis of a common, binding methodology, the CGMM Proposal will ensure that the objective of contributing to the efficient operation and development of the electricity transmission system and electriciy sector in the Union is met insofar as the creation of a common grid model is based on a binding methodology that has been subject to stakeholder consultation in accordance with Regulation 2017/1485 and that will be approved by regulatory authorities prior to application in the Union.
The CGM Methodology ensures and enhances the transparency and reliability of information on transmission system operation by providing for monitoring of quality indicators and publishing the indicators and the results of the monitoring.
The CGMM Proposal also contributes to the objective of ensuring the conditions for maintaining operational security throughout the Union (Article 4(1)(d) of Regulation 2017/1485) through the provision of a common grid model on the basis of a common methodology specifying inputs for the preparation of individual grid models to be merged into the common pan-European grid model.
Finally, the CGMM Proposal will promote the coordination of system operation and operational planning by virtue of providing for the establishment of a common model of the pan-European grid that will be used in a coordinated manner throughout the Union (Article 4(1)(f) of Regulation 2017/1485).
In conclusion, the CGMM Proposal contributes to the general objectives of Regulation 2017/1485 to the benefit of all TSOs, NEMOs, the Agency, regulatory authorities and market participants.
SUBMIT THE FOLLOWING CGMM PROPOSAL TO ALL REGULATORY AUTHORITIES:
The common grid model methodology described in this proposal is the common proposal of all TSOs in accordance with Article 67(1) and Article 70(1) of Regulation 2017/1485.
This methodology shall apply to all TSOs in the area referred to in Article 2(2) of Regulation 2017/1485.
TSOs from jurisdictions outside the area referred to in Article 2(2) of Regulation 2017/1485 may provide their IGM, allow it to be merged into the CGM, and join the CGM process on a voluntary basis, provided that
for them to do so is technically feasible and compatible with the requirements of Regulation 2017/1485;
they agree that they shall have the same rights and responsibilities with respect to the CGM process as the TSOs referred to in paragraph 1; in particular, they shall accept that this methodology applies to the relevant parties in their control area as well;
they accept any other conditions related to the voluntary nature of their participation in the CGM process that the TSOs referred to in paragraph 1 may set;
the TSOs referred to in paragraph 1 have concluded an agreement governing the terms of the voluntary participation with the TSOs referred to in this paragraph;
once TSOs participating in the CGM process on a voluntary basis have demonstrated objective compliance with the requirements set out in (a), (b), (c), and (d), the TSOs referred to in paragraph 1, after checking that the criteria in (a), (b), (c), and (d) are met, have approved an application from the TSO wishing to join the CGM process in accordance with the procedure set out in Article 5(3) of Regulation 2017/1485.
The TSOs referred to in paragraph 1 shall monitor that TSOs participating in the CGM process on a voluntary basis pursuant to paragraph 3 respect their obligations. If a TSO participating in the CGM process pursuant to paragraph 3 does not respect its essential obligations in a way that significantly endangers the implementation and operation of Regulation 2017/1485, the TSOs referred to in paragraph 1 shall terminate that TSO's voluntary participation in the CGM process in accordance with the procedure set out in Article 5(3) of Regulation 2017/1485.
For the purposes of this proposal, the terms used shall have the meaning of the definitions included in Article 3 of Regulation 2017/1485 and the other items of legislation referenced therein as well as Article 2 of the Common Grid Model Methodology pursuant to Article 17 of Regulation 2015/1222.
When building year-ahead IGMs pursuant to Article 66 of Regulation 2017/1485, each TSO shall build a year-ahead IGM for each of the scenarios developed pursuant to Article 65 of Regulation 2017/1485 as well as any additional scenarios defined pursuant to the common grid model methodology developed in accordance with Article 18 of Regulation (EU) 2016/1719.
When building day-ahead IGMs for each market time unit on the day before the day of delivery and when building intraday IGMs for each future market time unit of the day of delivery, each TSO shall apply the principles set out in paragraph 3.
The following principles are applicable to all day-ahead and intraday scenarios:
forecast situation for grid topology
outages, irrespective of the reason for the outage, shall be modelled regardless of whether the network element is expected to be unavailable for the entire duration of the scenario or only part thereof;
network elements that support voltage control shall be included although they may be switched off for operational reasons;
the topology shall reflect the operational situation.
where structural data change during the time period that the scenario relates to
network elements being added or removed shall be included for the entire duration of the scenario and shall be removed from the IGM topology in all scenarios where they are not available for at least part of the duration of the scenario;
changes in the characteristics of network elements shall be handled by including those characteristics the use of which is most conservative from the point of view of operational security;
operational limits
each TSO shall apply the appropriate limits corresponding to Article 14(3) to each network element;
for thermal limits, each TSO shall use both PATLs and TATLs.
with respect to the forecast situation for generation
for intermittent generation each TSO shall use the latest forecast of intermittent generation;
for dispatchable generation: each TSO shall base its forecast on schedules;
with respect to the forecast situation for load
each TSO shall base its forecast on the best forecast of load;
with respect to the net position in each bidding zone and the flow for each direct current line
each TSO shall use the latest available results pursuant to Article 13 and Article 18.
Pursuant to Article 66(1) of Regulation 2017/1485, each TSO shall build a year-ahead IGM for each of the scenarios developed pursuant to Article 65 of Regulation 2017/1485.
Pursuant to Article 70(2) of Regulation 2017/1485, each TSO shall build a day-ahead IGM for each market time unit of the day of delivery. The mid-point of each market time unit shall be used as the reference timestamp.
Pursuant to Article 70(2) of Regulation 2017/1485, prior to each reference time each TSO shall build an intraday IGM for each market time unit of the day of delivery between the reference time and the time eight hours later than the reference time. The reference times shall be 00:00h, 08:00h, and 16:00h. The mid-point of each market time unit shall be used as the reference timestamp.
Pursuant to Articles 70(2) and 76(1)(a) of Regulation 2017/1485, each TSO of each capacity calculation region shall build an intraday IGM for each market time unit of the day of delivery between the additional reference times defined pursuant to Article 76(1)(a) (if any) and the time T hours later than the reference time. All TSOs of each capacity calculation region shall jointly define the parameter T as well as the additional reference times pursuant to Article 76(1)(a) of Regulation 2017/1485 and publish this information (if any) on the internet. The mid-point of each market time unit shall be used as the reference timestamp.
When building IGMs, in order to ensure their quality, completeness and consistency each TSO shall complete the following steps:
create an up-to-date equipment model comprising the structural data described in Articles 5 to 11;
identify and incorporate structural changes pursuant to the principles set out in Article 3;
incorporate up-to-date operating assumptions by including the variable data described in Articles 12 to 16 in the model;
exchange with all other TSOs the data described in Article 17 via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
apply the common rules for determining the net position in each bidding zone and the flow for each direct current line set out in Articles 18 and 19;
ensure that the model is consistent with the net positions and flows on direct current lines established in accordance with Articles 18 and 19;
ensure that remedial actions already decided (if any) are included in the model, can be clearly identified as required by Article 70(4) of Regulation 2017/1485 and are consistent with, inter alia, the methodology for the preparation of remedial actions managed in a coordinated way pursuant to Article 76(1)(b) of Regulation 2017/1485 and the general objective of non-discriminatory treatment pursuant to Article 4(2)(a) of Regulation 2017/1485;
perform a load flow solution in order to verify
solution convergence;
plausibility of nodal voltages and active and reactive power flows on grid elements;
plausibility of the active and reactive power outputs of each generator;
plausibility of the reactive power output / consumption of shunt-connected reactive devices; and
compliance with applicable operational security standards;
if required, modify the equipment model and / or operating assumptions and repeat step (h);
if applicable, carry out network reduction pursuant to Article 11;
as required by Article 79(2) of Regulation 2017/1485 export the IGM and make it available for merging into a common grid model via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
ensure that the IGM meets the quality criteria pursuant to Article 23;
repeat relevant steps as required and in accordance with the other obligations specified in this methodology.
Each TSO shall respect the process for merging IGMs into a CGM described in Article 20.
Each TSO shall respect the requirements set out in Article 22. All times stated in this CGMM Proposal refer to market time as defined in Article 2(15) of Regulation 2015/1222.
IGMs shall contain the elements of the 220 kV and higher voltage transmission systems, including HVDC systems. Elements of the transmission system with voltage below 220kV shall be included if these have significant impact on the TSO's transmission system. At a minimum, this requires including the elements of the high-voltage network insofar as these are used in regional operational security analysis for the concerned time-frame as well as all additional grid elements which it is necessary to include for an appropriate representation of the corresponding parts of the grid including the grid elements connected to these.
A unique identifier shall be provided for each network element included.
Where this methodology refers to a breakdown by primary energy sources, a breakdown into primary energy sources consistent with those used by the central information transparency platform pursuant to Regulation 543/2013 is required.
If any of the data required are not available to the TSO, the TSO shall use its best estimate instead.
The grid elements described in paragraph 2 of this Article shall be included in each IGM regardless of whether these are operated by the TSO or a DSO (including CDSO) if these grid elements are of a voltage level
of 220 kV or above;
of less than 220 kV and the grid elements of which are used in regional operational security analysis.
The relevant grid elements and the data to be provided for these are
sub-stations: voltage levels, busbar sections and if applicable to the modelling approach used by the TSO switching devices, to include switching device identifier and switching device type, comprising either breaker, isolator or load break switch;
lines or cables: electrical characteristics, the sub-stations to which these are connected;
power transformers including phase-shifting power transformers: electrical characteristics, the sub-stations to which these are connected, the type of tap changer, and type of regulation, where applicable;
power compensation devices and flexible AC transmission systems (FACTS): type, electrical characteristics, and type of regulation where applicable.
A model or an equivalent model of those parts of the grid operated at a voltage of less than 220 kV shall be included in the IGM regardless of whether these parts of the grid are operated by the TSO or a DSO (including CDSO) if
these parts of the grid have elements which are used in regional operational security analysis, or
the relevant grid elements in those parts of the grid are connecting
a generation unit or load modelled in detail in accordance with Article 8 or 9 to the 220 kV or higher voltage level;
two nodes at the 220 kV or higher voltage level.
Models or equivalent models of those parts of the grid operated at a voltage of less than 100 kV shall only be included in IGMs insofar as this is necessary for an appropriate representation of the corresponding parts of the grid including the grid elements connected to these.
Regardless of voltage level, models and equivalent models pursuant to paragraph 3 or 4 shall contain at least aggregates of load separated from generation and generation capacity separated by primary energy sources and separated from load in the corresponding parts of the grid broken down by sub-stations of the equivalent model or the sub-stations to which the corresponding parts of the grid are connected.
For each relevant border the TSOs concerned shall demarcate their respective responsibilities as far as the modelling of the network is concerned by agreeing on the corresponding boundary points.
Each TSO shall include all relevant network elements on its side of each boundary point in its IGM.
Each TSO shall include each boundary point in its IGM with a fictitious injection.
Generation units including synchronous condensers and pumps shall be modelled in detail if they are connected at a voltage level
of 220 kV or above;
of less than 220 kV and they are used in regional operational security analysis.
Several identical or similar generation units may be modelled in detail on a composite basis if this modelling approach is sufficient with respect to regional operational security analysis. For generation units modelled in detail on a composite basis an equivalent model shall be included in the IGM.
Generation capacity not modelled in detail shall be included in the IGM modelled as aggregates.
For both generation units modelled in detail and for aggregates of generation capacity, separated by primary energy sources and separated from load, the following data shall be included in the IGM: a. connection point; b. primary energy source.
For generation units modelled in detail the following data shall be included in the IGM:
maximum active power and minimum active power; defined as those values which the generation unit can regulate to. In the case of hydroelectric pumped storage generation units, two cycles shall be modelled and two records have to be provided (i.e., one each for the generating and the pumping mode);
the type of control mode, being one of the following: ”disabled”, ”voltage control”, ”power factor control”, ”reactive power control” and, for voltage-controlled generation units, the regulated buses where the scheduled voltage is set up;
power is delivered as well as, if this is required for regional operational security analysis, the associated capability curve;
the auxiliary load of the generation unit representing the internal demand of the generation unit shall be modelled as a non-conforming load at the connection point of the generation unit if this is required for regional operational security analysis.
For generation units modelled as aggregates the following data shall be included in the IGM: a. aggregates of generation capacity separated by primary energy sources and separated from load in the corresponding parts of the grid broken down by sub-stations of the equivalent model or the sub-stations to which the corresponding parts of the grid are connected.
Loads shall be modelled in detail if they are connected at a voltage level
of 220 kV or above;
of less than 220 kV and they are used in regional operational security analysis.
Several identical or similar loads may be modelled in detail on a composite basis if this modelling approach is sufficient with respect to regional operational security analysis. For loads modelled in detail on a composite basis an equivalent model shall be included in the IGM.
Loads not modelled in detail shall be included in the IGM modelled as aggregates.
For both loads modelled in detail and for aggregates of loads separated from generation the following data shall be included in the IGM:
connection point;
power factor or reactive power;
conforming flag (where the value ”true” means that the active and reactive power consumption of the load shall be scaled when scaling the overall load).
For loads modelled as aggregates the following data shall be included in the IGM:
aggregates of loads (separated from generation) in the corresponding parts of the grid broken down by sub-stations of the equivalent model or the sub-stations to which the corresponding parts of the grid are connected.
HVDC links shall be modelled regardless of whether these are located entirely within a single bidding zone or they connect two bidding zones.
The TSO within whose bidding zone(s) the HVDC link is located or the TSOs whose bidding zones are connected by the HVDC link shall decide on the degree of detail with which the HVDC link is to be modelled. They shall base their decision on the functions for which the HVDC link is to be used. By default an HVDC link shall be modelled in detail and the AC/DC part of the HVDC link shall be exchanged by the TSOs concerned unless the functions that it is used for do not require this.
For both HVDC links modelled in detail and for those modelled in a simplified manner, the following data shall be included:
connection points.
For cross-zonal HVDC links modelled in detail, the TSOs concerned shall agree on which of them is to provide the detailed model by either including it in its IGM or by making it available separately. In the case of HVDC links that connect the CGM area with a bidding zone that is not part of the CGM area, the TSO that is within the CGM area shall include the detailed model in its IGM. Detailed models of HVDC links shall include
electrical characteristics;
type and characteristics of supported control modes.
HVDC links modelled in a simplified manner shall be represented by equivalent injections at the connection points.
In the case of HVDC links that connect the CGM area with a bidding zone that is not part of the CGM area, the TSO that is within the CGM area shall endeavour to conclude an agreement with the owners of HVDC links not bound by this methodology with the aim of ensuring their cooperation in meeting the requirements set out in this Article.
Each TSO shall model HVDC links with adjacent grids pursuant to Article 10.
Each TSO shall model AC links with adjacent grids as described in this Article.
At the start of the process described in Article 4, each TSO shall make use of an equivalent model of the adjacent grids in its IGM.
When building its IGM, each TSO shall ensure that
the IGM indicates the switched state, either open or closed, of all modelled switching devices;
the IGM indicates the tap position of all modelled power transformers with tap changers including phase-shifting transformers;
the topology of the IGM reflects the planned or forced unavailability of modelled items of equipment that are known to be unavailable in line with the scenarios described in Article 3;
the topology of the IGM is updated to reflect remedial actions decided on the basis of the methodologies pursuant to Article 76(1)(b) of Regulation 2017/1485 as well as other topological remedial actions if applicable;
taking into account c) and d), the topology of the IGM reflects the best forecast operational situation;
the details of modelling and the connectivity status of interconnectors and tie-lines to other TSOs are consistent with the IGMs of the relevant neighbouring TSOs;
the topology of all IGMs created for intraday purposes shall reflect the forced unavailability of modelled equipment.
When building its IGM, each TSO shall respect the following general principles with respect to energy injections and loads:
For the energy injections pattern
the IGM specifies an active and reactive power injection for each modelled in- service generation unit including synchronous condensers and pumps and this is applicable for each generation unit whether modelled in detail on an individual or composite basis or modelled as an aggregate;
the specified active and reactive power injection for each modelled generation unit is consistent with the specified maximum and minimum active and reactive power limits and/or applicable reactive capability curve;
active power injections associated with generation within the IGM shall be consistent with relevant remedial actions in accordance with Article 76(1)(b) of Regulation 2017/1485 and other measures required to maintain the system within applicable operational security limits including but not limited to provision of sufficient upward and downward active power reserves as required for the purposes of frequency management;
For the load pattern
the IGM specifies an active and reactive power withdrawal for each modelled in- service load and pump;
the sum of the active modelled load power withdrawals of modelled in-service loads and pumps shall match the total load of the considered scenario.
When building its IGM, each TSO shall respect the following principles with respect to energy injections:
in order to establish the injection pattern for the relevant scenario, the TSO shall scale or otherwise individually modify the active power injections associated with the modelled generation units;
for generation units modelled in detail, the availability status shall take into account the following in line with the scenarios described in Article 3:
outage plans;
testing profiles;
scheduled unavailability;
any active power capacity restrictions;
for dispatchable generation units modelled in detail, the modelled dispatch pattern shall take into account the following in line with the scenarios described in Article 3:
for all scenarios
the availability status;
the applicable priority dispatch policies and agreements;
for year-ahead models, the best forecast dispatch based upon a selection of the following:
the relevant current, historical or forecast commercial/market data;
a distinction between base load generation and marginal generation;
established generation shift keys, merit orders or participation factors;
any other relevant information;
for day-ahead and intraday models
the latest available market schedules;
for dispatchable generation units modelled as aggregates, the modelled dispatch pattern shall take into account
for all scenarios the best forecast dispatch pattern based on a selection of the following:
relevant current, historical or forecast commercial/market data;
distinction between base load generation and marginal generation;
established generation shift keys, merit orders or participation factors;
data on generation capacity of generation units modelled as aggregates, separated by primary energy sources and separated from load, and managed by an aggregator whose data are used in regional operational security analysis broken down by sub-stations of the equivalent model or the sub-stations to which the corresponding parts of the grid are connected;
any other relevant information;
for all scenarios, for intermittent generation units modelled in detail, the modelled dispatch pattern shall take into account the availability status in line with the scenarios described in Article 3;
for all intermittent generation units whether modelled in detail or modelled as aggregates, the modelled dispatch pattern shall take into account in line with the scenarios described in Article 3
for year-ahead models the most appropriate forecast in line with the scenarios developed pursuant to Article 65(1) of Regulation 2017/1485;
for day-ahead and intraday models the latest forecast of intermittent generation derived from meteorological forecasts;
When building its IGM, each TSO shall respect the following principles with respect to loads:
in order to establish the load pattern, the TSO shall scale or otherwise individually modify the nodal active and reactive power withdrawals associated with modelled loads and pumps;
for all scenarios this shall be based upon a selection of the following:
representative historical reference data for the relevant season, day, time, and other relevant data;
SCADA and/or metered data;
state estimated data;
statistical analysis or forecast data;
distinction between conforming and non-conforming load;
planned outages at least for loads modelled in detail;
for loads modelled in detail maximum active power consumption and characteristics of reactive power control, where installed as well as maximum and minimum active power available for demand response and the maximum and minimum duration of any potential usage of this power for demand response;
for loads modelled as aggregates and managed by an aggregator whose data are used in regional operational security analysis, aggregates of maximum and minimum active power available for demand response, separated from generation, and the maximum and minimum duration of any potential usage of this power for demand response managed by the aggregator in the corresponding parts of the grid broken down by sub-stations of the equivalent model or the sub-stations to which the corresponding parts of the grid are connected;
for loads modelled as aggregates and managed by an aggregator whose data are used in regional operational security analysis, a forecast of unrestricted active power available for demand response and any planned demand response;
for day-ahead and intraday models, for loads modelled in detail the IGM shall reflect the scheduled active and forecast reactive consumption;
any other relevant information.
When building each IGM, each TSO shall respect the rules set out in this Article with respect to operational security limits for all modelled grid elements.
For each scenario all operational limits shall be consistent with operational conditions including but not limited to the season and other relevant environmental and meteorological factors.
For each scenario, each TSO shall ensure that
the IGM specifies, for each explicitly modelled transmission line, cable, transformer and relevant item of DC equipment, either
a PATL if the rating does not depend upon meteorological conditions or the pre-fault loading; or
the best forecast rating if the rating is dependent upon meteorological conditions or the pre-fault loading;
the IGM specifies, for the relevant assets, one or more TATLs, reflective of the corresponding season and based on the applicable PATL, for each explicitly modelled transmission line, cable, transformer and relevant item of DC equipment;
the IGM specifies a TATL duration for all items of transmission equipment for which a TATL is specified, for each TATL specified;
the IGM specifies a tripping current for each relevant item of explicitly modelled transmission equipment, if applicable;
the IGM appropriately reflects the maximum and minimum acceptable voltages at each nominal voltage level, as per relevant locally applicable codes, standards, licences, policies and agreements;
operational security limits that apply to interconnectors and tie-lines to other TSOs are consistent with those specified in the IGMs of the relevant neighbouring TSOs;
operational security limits specified in the IGM are mutually consistent;
the IGM specifies artificial PATL and TATL limits on relevant individual items or groups of items of modelled transmission equipment in order to incorporate local transmission constraints that are not associated with steady state thermal or voltage security including constraints associated with transient or voltage stability;
for all equivalent models of transmission equipment and for modelled items of equipment not operated by the TSO, including distribution networks, that are relevant with respect to operational security analysis and cross-zonal capacity calculation, the IGM specifies appropriate equivalent operating limits.
When building each IGM, each TSO shall specify appropriate control settings for at least the following items of regulating equipment, where modelled and relevant:
power transformers and associated tap changers;
phase-shifting transformers and associated tap changers;
reactive compensation devices, including but not limited to
shunt compensators including shunt capacitors or reactors or discretely switchable banks of shunt capacitors or reactors;
static VAR compensators;
synchronous condensers;
static synchronous compensators (STATCOMs) and other flexible AC transmission system (FACTS) devices;
generators assisting with voltage regulation;
DC equipment.
In the case of the items of equipment referred to in points (a), (b), (c), and (d) of paragraph 1, each IGM shall include the following information, where relevant:
regulation status -enabled/disabled;
regulation mode -voltage, active power, reactive power, power factor, current, or other applicable mode;
regulation target or target range in kV, MW, Mvar, p.u., or other appropriate units;
regulation target deadband;
regulation participation factor;
regulated node.
In the case of the items of equipment referred to in point (e) of paragraph 1, each IGM shall include all relevant information regarding the following, where relevant:
operating mode -inverter/rectifier;
control mode -voltage, active power, reactive power, power factor, current, or other applicable mode;
active power targets;
voltage targets;
regulated nodes.
Where a modelled item of DC equipment forms part of an interconnector each TSO shall ensure that the resultant flows on the interconnector are consistent with the agreed flows on direct current lines for the relevant scenario in accordance with Article 18.
Each TSO shall ensure that target voltages and target voltage ranges are reflective of the relevant scenario and are reflective of applicable voltage control policies and operational security limits.
Each TSO shall specify at least one slack node in each IGM for the purposes of managing mismatches between total generation and demand when performing a load flow solution.
When building each IGM each TSO shall update the operational assumptions with respect to adjacent grids with the most reliable set of estimations practicable. Following the successful completion of the checks described in Article 4(5)(h), the equivalent models of the adjacent grids shall be removed and replaced with equivalent injections at the relevant boundary points.
For each IGM the sum of injections at boundary points shall be equal to the corresponding net position.
In order to make it possible to apply rules to change the characteristics of IGMs during relevant business processes, each TSO shall make the following information available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21:
generation shift keys.
For all scenarios for the year-ahead IGMs pursuant to Article 3, each TSO shall follow the CGM alignment procedure described in Article 19.
For all scenarios for the day-ahead and intraday IGMs pursuant to Article 3,
the best forecast of the net position for each bidding zone and of the flow on each direct current line shall be based on verified matched scheduled exchanges;
each TSO shall share with all other TSOs the net position for its bidding zone(s) and the values for the flow on each direct current line used in its IGM via the ENTSO for Electricity operational planning data environment described in Article 21 in accordance with the CGM process described in Article 22.
For all scenarios pursuant to Article 3 in case of bidding zones connected by more than one direct current line, the TSOs concerned shall agree on consistent values for the flows on direct current lines to be used in each TSO's IGM. These shall also be the values that the TSOs make available to all other TSOs.
For each scenario for the year-ahead models pursuant to Article 3, each TSO shall prepare and share with all other TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21 in accordance with the CGM process description set out in Article 22 its best forecast of
the net position for its bidding zone, being its preliminary net position;
the flow on each direct current line connected to its bidding zone being the preliminary flows on each direct current line;
any other input data required by the algorithm pursuant to paragraph 2.
All TSOs shall jointly define an algorithm which for each scenario and for all bidding zones aligns the preliminary net positions and preliminary flows on each direct current line in such a way that following the adjustment by the algorithm
the sum of adjusted net positions for all bidding zones in the CGM area balances the targeted net position for the CGM area;
for all bidding zones connected by at least one direct current line the sum of flows on all direct current lines is mutually consistent for both bidding zones concerned.
The algorithm shall have the following properties or features in order to ensure that there is no undue discrimination between internal and cross-zonal exchanges:
the alignments of preliminary net positions and preliminary flows on each direct current line shall be spread across all bidding zones and no bidding zone shall benefit from any preferential treatment or privileged status with respect to the operation of the algorithm;
in its objective function the algorithm shall give appropriate weight to the following when determining the adjustments required:
the size of the adjustments required to each preliminary net position and the preliminary flows on each direct current line, which shall be minimised;
the ability of a bidding zone to adjust its preliminary net position and the preliminary flows on each direct current line, based on objective and transparent criteria;
the algorithm shall specify objective and transparent consistency and quality criteria which the input data required from each TSO shall meet;
the algorithm shall be robust enough to provide the results pursuant to paragraph 2 in all circumstances given the input data provided to it.
TSOs shall agree on procedures
to reduce the absolute value of the sum of preliminary net positions for all bidding zones in the CGM area; and
to provide updated input data if necessary; and
to take into account reserve capacity and stability limits if it becomes necessary to update input data.
TSOs shall regularly review and, if appropriate, improve the algorithm.
TSOs shall publish the algorithm as part of the data to be provided pursuant to Article 31(3) of Regulation 2015/1222 and Article 26(3) of Regulation 2016/1719. If the algorithm was modified during the reporting period, TSOs shall clearly state which algorithm was in use during which period and they shall explain the reasons for modifying the algorithm.
All TSOs shall jointly ensure that the algorithm is accessible to the relevant parties via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21.
Each TSO shall designate a regional security coordinator who shall perform, on behalf of the TSO, the following tasks in accordance with the process described in Article 22:
check the completeness and quality of the input data provided pursuant to paragraph 1 and, if necessary, replace missing data or data of insufficient quality with substitute data;
apply the algorithm in order to compute for each scenario and each bidding zone aligned net positions and aligned flows on all direct current lines that meet the requirements set out in paragraph 2 and make these available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
security coordinators (if any).
Pursuant to Article 4(5)(f), each TSO shall ensure that its IGM is consistent with the aligned net position and aligned flows on direct current lines provided by the regional security coordinator.
In accordance with Article 77(1)(a) of Regulation 2017/1485 each TSO shall designate a regional security coordinator who shall perform, on behalf of the TSO, the following tasks according to the process described in Article 22:
check the consistency of the IGMs provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
if an IGM fails the quality check referred to in (a), either obtain a new IGM of sufficient quality from the TSO responsible or substitute an alternative IGM in accordance with the substitution rules referred to in paragraph 4 and make this validated IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
apply the requirements pursuant to paragraph 2 in order to merge all IGMs into a CGM pursuant to Article 79 of Regulation 2017/1485 and make the resulting CGMs available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
ensure that each CGM created is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
identify violations of operational security limits in the CGM;
obtain from the TSOs concerned IGMs updated in the light of the remedial actions agreed if applicable and repeat steps (a) to (e) as required;
validate the resulting CGM by checking that it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any) and make it available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21.
All TSOs shall jointly define the requirements applicable to the regional security coordinators and the merging process in accordance with Article 23.
Each regional security coordinator shall meet the requirements referred to in paragraph 2 and shall implement the requirements applicable to the merging process referred to in paragraph 2.
All TSOs shall jointly define substitution rules applicable to IGMs that do not meet the quality criteria set out in Article 23.
Each TSO shall provide the data required by the substitution rules referred to in paragraph 4 via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21.
All TSOs shall delegate the task of implementing and administering a joint ENTSO for Electricity operational planning data environment that provides at least the services described in paragraph 2 in accordance with Article 114 of Regulation 2017/1485.
The ENTSO for Electricity operational planning data environment shall at a minimum support the CGM process in the following ways and it shall have all the features required to this end:
year-ahead models – each TSO shall be able to use the ENTSO for Electricity operational planning data environment in order to share with all other TSOs pursuant to the CGM process described in Article 22 its best forecast of
the net position for its bidding zone, comprising its preliminary net position;
the flow on each direct current line connected to its bidding zone comprising the preliminary flows on each direct current line;
any other input data required by the algorithm further to Article 19(2); b. the algorithm pursuant to Article 19(2) shall be accessible via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
the regional security coordinator(s) shall be able to make the aligned net positions and aligned flows on direct current lines that meet the requirements set out in Article 19(2) available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
day-ahead and intraday models – each TSO shall be able to use the ENTSO for Electricity operational planning data environment in order to share with all other TSOs the net position for its bidding zone(s) and the values for the flow on each direct current line used in its IGM pursuant to the CGM process described in Article 22;
the ENTSO for Electricity operational planning data environment shall allow all relevant information on scheduled exchanges to be available from the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
each TSO shall be able to make associated information specified in Article 17 available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
each TSO shall be able to make all its IGMs available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
for each TSO and each scenario, all data required by the substitution rules referred to in Article 20(5) shall be available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
the ENTSO for Electricity operational planning data environment shall be able to provide information on the quality status of submitted IGMs including substitutions that were necessary;
all regional security coordinators shall be able to make the CGM available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
all information required with respect to boundary points pursuant to Article 7 shall be available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
the following items of information and/or data shall be available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment:
generation shift keys.
When preparing year-ahead CGMs, all TSOs and regional security coordinators shall complete the following steps:
by 15 July plus three business days of the year preceding the year of delivery, each TSO shall make preliminary net positions, preliminary flows on direct current lines as well as any other input data required for the CGM alignment process available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by 15 July plus five business days of the year preceding the year of delivery, the regional security coordinator(s) shall check the completeness and quality of the input data provided pursuant to Article 19(1) and, if necessary, replace missing data or data of insufficient quality with substitute data;
by 15 July plus six business days of the year preceding the year of delivery, the regional security coordinator(s) shall apply the algorithm in order to compute for each scenario and each bidding zone aligned net positions and aligned flows on direct current lines that meet the requirements set out in Article 19(2);
by 15 July plus nine business days of the year preceding the year of delivery, the regional security coordinator(s) shall make these aligned net positions and aligned flows on direct current lines available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by 01 September each TSO shall make its IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment pursuant to Article 21; pursuant to Article 4(5)(f) the TSO shall ensure that its IGM is consistent with the aligned net position and aligned flows on direct current lines provided by the regional security coordinator(s);
by 01 September plus five business days the TSO's regional security coordinator shall
check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
if an IGM fails the quality check referred to in (i), either obtain a new IGM of sufficient quality from the TSO responsible or substitute an alternative IGM in accordance with the substitution rules referred to in Article 20(4) and make this validated IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by 01 September plus ten business days the TSO's regional security coordinator shall
apply the requirements pursuant to Article 20(3) in order to merge all IGMs into a CGM pursuant to Article 79(5) of Regulation 2017/1485 and make the resulting CGMs available to all relevant parties via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
validate each CGM obtained and ensure it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any).
Pursuant to Article 68(1) of Regulation 2017/1485, where applicable TSOs shall send updated models up until the cut-off date of 01 September of each year and pursuant to Article 68(2) of Regulation 2017/1485 regional security coordinators shall prepare updated CGMs until the cut-off date of 01 September plus ten business days of each year.
The deadlines set out in paragraph 1 apply to the preparation of a year-ahead CGM covering a full calendar year beginning on 01 January and ending on 31 December. Where the target time horizon for the year-ahead CGM differs from this, the deadlines shall shift accordingly. All TSOs may jointly agree to shorten the deadlines in such a way that less time is allowed for the completion of one or more of the tasks listed in paragraph 1.
T0 is defined as that point in the day-ahead CGM process at which each TSO needs to have submitted its IGMs for the following day in order for the CGM process to advance in a timely manner given all the subsequent steps in the process. T3 is defined as that point in the day-ahead CGM process at which a CGM based on at least one full iteration; i.e., based upon a set of IGMs updated in the light of a preceding version of the CGM; has to be available in order to allow for the completion of all subsequent steps in the process in a timely manner. T5 is defined as that point in the day-ahead CGM process at which all findings and decisions based on the coordinated security analysis building on the CGM have been consolidated and communicated and the process ends. When preparing day-ahead CGMs, all TSOs and regional security coordinators shall complete the following steps:
by time T0 minus 95 minutes on the day before the day of delivery each TSO shall make its net position and flows on direct current lines for each day-ahead scenario available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21. These net positions and flows on direct current lines shall reflect cross-zonal exchanges as of time T0 minus 120 minutes. TSOs in bidding zones where the cross-zonal intraday market for the following day opens before time T0 minus 90 minutes shall use the data as of time T0 minus 120 minutes;
by time T0 minus 90 minutes on the day before the day of delivery aligned net positions and flows on direct current lines for each day-ahead scenario shall be available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21.
immediately after time T0 minus 15 minutes on the day before the day of delivery updated net positions and flows on direct current lines for each day-ahead scenario shall be made available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21 by those TSOs whose net positions and flows on direct current lines change relative to the values established at T0 minus 120 minutes due to preventive remedial actions activated by these TSOs. The updated net positions and flows on direct current lines shall reflect cross-zonal exchanges as of T0 minus 120 minutes as well as TSO-TSO transactions entered into between that time and T0 minus 20 minutes for the purpose of activating preventive remedial actions.
by time T0 minus 10 minutes on the day before the day of delivery updated aligned net positions and flows on direct current lines for each day-ahead scenario shall be available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21.
by time T0 on the day before the day of delivery each TSO shall make its IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment in accordance with Article 21; pursuant to Article 4(5)(f) the TSO shall ensure that its IGM is consistent with the scheduled exchanges referred to in Article 22(4)(d) as well as agreed remedial actions determined in the previous time frame;
by time T0 plus 50 minutes on the day before the day of delivery the TSO's regional security coordinator shall
check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
if an IGM fails the quality check referred to in (i), either obtain a new IGM of sufficient quality from the TSO responsible or substitute an alternative IGM in accordance with the substitution rules referred to in Article 20(4) and make this validated IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by time T0 plus 60 minutes on the day before the day of delivery the TSO's regional security coordinator shall
apply the requirements specified in Article 20(2) in order to merge all IGMs into a CGM pursuant to Article 79(5) of Regulation 2017/1485 and make the resulting CGMs available to all relevant parties via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
validate each CGM obtained to ensure that it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
following the validation of the CGM at time T0 plus 60 minutes on the day before the day of delivery
TSOs and regional security coordinators shall carry out coordinated operational security analyses as required by the methodology for coordinating operational security analysis pursuant to Article 75(1) of Regulation 2017/1485, the common provisions for regional operational security coordination pursuant to Article 76(1) and other relevant procedures and agreements;
the regional security coordinator shall, where applicable, make available an updated CGM including any remedial actions agreed by time T3;
the process shall be repeated between time T0 and time T5 as required by the methodology for coordinating operational security analysis pursuant to Article 75(1) of Regulation 2017/1485.
All TSOs shall jointly define times T0 and T3 and T5 in accordance with the methodology for coordinating operational security analysis pursuant to Article 75(1) of Regulation 2017/1485 and publish these times on the ENTSO-E website. All TSOs may jointly agree to shorten the deadlines in such a way that less time is allowed for the completion of one or more of the tasks listed in paragraph 4.
When preparing intraday CGMs, all TSOs and regional security coordinators shall complete the following steps:
by 1 hour 35 minutes before the reference time each TSO shall make its net position and flows on direct current lines for each intraday scenario available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21. These net positions and flows on direct current lines shall reflect cross-zonal exchanges as of the reference time minus 2 hours;
by 1 hour 30 minutes before the reference time aligned net positions and flows on direct current lines for each TSO and for each intraday scenario shall be available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by 1 hour before the reference time each TSO shall make its IGM for each market time unit between the reference time and the time eight hours later than the reference time available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment in accordance with Article 21; pursuant to Article 4(5)(f) the TSO shall ensure that its IGM is consistent with the scheduled exchanges referred to in Article 22(6)(b) as well as agreed remedial actions determined in the previous time-frame;
by 55 minutes before the reference time the TSO's regional security coordinator shall
check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
if an IGM fails the quality check referred to in (i), either obtain a new IGM of sufficient quality from the TSO responsible or substitute an alternative IGM in accordance with the substitution rules referred to in Article 20(4) and make this validated IGM available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
by 45 minutes before the reference time the TSO's regional security coordinator shall
apply the requirements specified in Article 20(2) in order to merge all IGMs into a CGM pursuant to Article 79(5) of Regulation 2017/1485 and make the resulting CGMs available to all relevant parties via the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21;
validate each CGM obtained to ensure that it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
without undue delay, following the validation of the CGM 45 minutes before the reference time
the regional security coordinator shall, where applicable, make available an updated CGM based on updated IGMs to be provided by each TSO including any remedial actions agreed in accordance with the methodology for coordinating operational security analysis pursuant to Article 75(1) of Regulation 2017/1485, the common provisions for regional operational security coordination pursuant to Article 76(1) and other relevant procedures and agreements.
The reference times referred to in paragraph 6 shall initially be 00:00h, 08:00h, 16:00h. All TSOs may jointly agree to define additional reference times and / or to shorten the deadlines in such a way that less time is allowed for the completion of one or more of the tasks listed in paragraph 6. Pursuant to Article 76(1)(a) of Regulation 2017/1485 as well as Article 4(4), all TSOs of a capacity calculation region may jointly agree to define additional reference times applicable to the TSOs of that capacity calculation region only as well as the associated substitution rules.
All TSOs shall ensure that the merging process and the CGM are completed in time for the relevant operational deadlines set out in the applicable legislation and associated methodologies to be met and such that the most accurate and up to date model possible can be delivered for each timeframe.
All TSOs shall jointly define quality criteria that IGMs have to meet in order to be merged into a common grid model. An IGM that does not meet these quality criteria shall be replaced by a substitute IGM.
All TSOs shall jointly define quality criteria that CGMs have to meet before they can be made available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
All TSOs shall jointly define criteria that the preliminary net positions and preliminary flows on direct current lines as well as the other input data required for the CGM alignment process pursuant to Article 19 have to meet. Data sets that do not meet these criteria shall be replaced by substitute data.
All TSOs shall jointly define quality indicators that make it possible to assess all stages of the CGM process including, in particular, the CGM alignment process described in Article 19. They shall monitor these quality indicators and publish the indicators and the results of the monitoring as part of the data to be provided pursuant to Article 31(3) of Regulation 2015/1222 as well as Article 26(3) of Regulation 2016/1719.
Upon approval of the present methodology each TSO shall publish it on the internet in accordance with Article 8(1) of Regulation 2017/1485.
All TSOs shall jointly develop a governance framework for the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21 which shall at a minimum address the topics of ownership, hosting, cost allocation, licensing requirements, and operational responsibility. This governance framework shall be prepared in a manner timely enough to allow all TSOs to meet the deadline set out in paragraph 3.
By three months after the approval of the common grid model methodology submitted pursuant to Articles 67(1) and 70(1) of Regulation 2017/1485 all TSOs shall organise the process of merging the individual grid models by completing the following tasks:
all TSOs shall jointly develop the governance framework referred to in paragraph 2;
each TSO shall formalise the delegation agreement with the regional security coordinator referred to in Article 19;
all TSOs shall jointly specify and develop the algorithm referenced in Article 19 and shall also specify the rules and process associated with the said algorithm. All TSOs will publish on the internet the specifications, rules and process associated with the algorithm referenced in Article 19;
all TSOs shall jointly define the quality criteria and quality indicators referred to in Article 23;
all TSOs shall jointly formulate the requirements with respect to regional security coordinators and the merging process referred to in Article 20(2) as well as the substitution rules referred to in Article 20(4);
each TSO shall formalise the delegation agreement with the regional security coordinator referred to in Article 20.
By six months after the approval of the common grid model methodology submitted pursuant to Articles 67(1) and 70(1) of Regulation 2017/1485, the ENTSO for Electricity operational planning data environment referred to in Article 21 shall be operational. All TSOs and all regional security coordinators shall be connected to the ENTSO for Electricity operational planning data environment and shall be able to make use of all of its features as described in the present methodology. All TSOs shall jointly ensure that the CGM process is operational and available for use by all relevant parties.
All TSOs shall jointly publish the available data related to quality monitoring on a yearly basis following the implementation of the OPDE.
The reference language for this CGMM Proposal shall be English. For the avoidance of doubt, where TSOs need to translate this proposal into their national language(s), in the event of inconsistencies between the English version published by TSOs in accordance with Article 8(1) of Regulation 2017/1485 and any version in another language the relevant TSOs shall, in accordance with national legislation, provide the relevant national regulatory authorities with an updated translation of the proposal.
