Analyse van de elektriciteitsbevoorrading Winter 2014-2015 Arbeitsstand Analyse van de elektriciteitsbevoorrading Winter 2014-2015 VVSG studiedag Afschakelplan – 17/12/2014 Bernard De Clercq Public and Regulatory Affairs – Elia System Operator

Overzicht De rol van de netbeheerder Recente evolutie en stand van het productiepark Statistische analyse van de bevoorradingszekerheid Incentives voor de markt – flexibiliteit van de vraag Afschakelplan & Communicatie Q & A The footer can be changed by using the menu : Insert -> Header and Footer

1. De rol van de netbeheerder

Arbeitsstand Elia, een kernspeler met een centrale rol binnen het elektriciteitssysteem International Import Elia 50Hertz Transmission International Export Centralized Electricity Generation Large and medium industrials Distribution Small industrials Households Decentralized production De netbeheerder is de onmisbare schakel tussen de productie en de industriële of particuliere verbruikers.

Wie zijn de betrokkenen? De overheid (federaal): Toezien op de balans tussen beschikbare productieparken, invoermogelijkheid en evolutie van het verbruik Actie ondernemen (als onbalans wordt vastgesteld) : aanbestedingen, strategische reserve, sensibiliseringsmaatregelen, verbodsbeperkingen, …, vastleggen van het wettelijk kader, … Goedkeuren van het Ontwikkelingsplan van het transmissienet De Producenten/Leveranciers: Productie of aankoop (vooral via invoer) van de elektriciteit die strikt noodzakelijk is om de klanten te bevoorraden waarmee zij leveringscontracten hebben afgesloten Als het nodig is, oplossingen ontwikkelen voor het beheer van de vraag/ de flexibiliteit bij hun klanten of bij spelers die dit type van dienst aanbieden (aggregatoren) om het evenwicht van hun portefeuille te waarborgen. De Transmissienetbeheerder (Elia) : Betrouwbare elektriciteitsinfrastructuur ter beschikking stellen waarmee de marktspelers de nodige elektriciteit kunnen invoeren Advies geven over de dimensionering van de strategische reserve en deze reserve indien nodig activeren. Het onmiddellijke evenwicht beheren tussen de geproduceerde/ingevoerde hoeveelheid energie en de afgenomen/uitgevoerde hoeveelheid. De Distributienetbeheerders (DNB): Verdelen van elektriciteit aan ondernemingen en particuliere verbruikers die zijn aangesloten op hun net. Toevoegen bij leveranciers: “de leveranciers met de betrokken producenten verbinden zich ertoe om hun klanten in overeenstemming met hun behoeften te bevoorraden en hiervoor over voldoende productiemiddelen te beschikken.”

De TNB speelt een centrale rol in de energie-transitie Arbeitsstand De TNB speelt een centrale rol in de energie-transitie 3 opdrachten 3 uitdagingen Infrastructure Management System operation +Strategische reserve Market facilitation TNB = transmissienetbeheerder 1. De rol van de netbeheerder

2. Overzicht van het productiepark

Klassieke elektriciteitscentrales Overzicht van de productie-eenheden genoemd in de actuele discussie (fossiel en nucleair) Klassieke elektriciteitscentrales Nucleaire centrales Gascentrales De centrales gebouwd in de 60s en begin 70s die nog beschikbaar waren in de winter 2012-2013 Ruien + Les Awirs 5 = +/- 900 MW. Deze werden in 2013 definitief stilgelegd => zijn niet onderworpen aan de verplichting tot deelneming aan de strategische reserves 7 nucleaire eenheden voor een totaal van 5900MW Nucleaire uitstap geregeld bij wet tegen 2025 Doel3/TI 2: niet beschikbaar winter 2012-2013 (opnieuw onbeschikbaar sinds 26/03/2014) Doel 4: onbeschikbaar tot eind december 2014 Doel 1: afnemende capaciteit tot sluiting op 15/02/15 Een totaal +/- 4400 MW, waarvan diverse een intentie tot buitendienststelling hebben aangekondigd; Enkel Seraing en Vilvoorde (tot 750MW) zijn effectief uit de markt op 01/11/2014 => zijn opgenomen in de strategische reserve. De overige uitdienstnemingen zijn aangekondigd na 01/04/2015 . . The footer can be changed by using the menu : Insert -> Header and Footer 2. Overzicht van het productiepark

Arbeitsstand Deze winter moeten we rekening houden met plotse en onvoorziene omstandigheden in het productiepark - 2014 MW - 1038 MW Heropstart niet voorzien voor winter 2014-2015 Sluiting en werkzaamheden tot eind december 2014 2. Overzicht van het productiepark

Arbeitsstand Net voor de winter is een derde van de productiecapaciteit (nucleair en fossiel) niet beschikbaar Verlies van ongeveer één derde van dit deel van de productiecapaciteit (centrale fossiele en nucleaire eenheden) MW Winter 14-15 2. Overzicht van het productiepark

Productiepark 2014 in vergelijking met winter 2012-13 Relevantie van deze vergelijking: D3 en T2 waren eveneens onbeschikbaar, terwijl de totale vraag en de importcapaciteit niet significant zijn gewijzigd. Hernieuwbare energie en WKK: de toename aan productiecapaciteit sinds begin 2013 bedraagt ongeveer + 1800 MW, waarvan ong. 800 wind, 500 PV en 500 biomassa + WKK. Klassieke stoomcentrales: de drie eenheden van Ruien 5,6 en Les Awirs 5 waren beschikbaar in 12-13 en konden opgestart worden bij bijkomende incidenten of een langdurige koudegolf, wat zich in 2012-2013 niet heeft voorgedaan.  - 900 MW Nucleair: bij onbeschikbaarheid van D4: bijkomend verlies van  - 1038 MW + afnemende capaciteit Doel1 tot sluiting op 15/02/2015 Gascentrales: de ombouw van Vilvoorde voor strategische reserve gaat gepaard met een definitief verlies van 120 MW.  - 120 MW. Om het effect hiervan op de stroomvoorziening in te schatten gebruikt Elia een probabilistisch model volgens de LOLE 2. Overzicht van het productiepark

3. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

Hoe wordt het risico op schaarste ingeschat ? Elia past een waarschijnlijkheidsmodel toe voor de bevoorradingszekerheid dat steunt op de Elektriciteitswet Artikel 7bis van de elektriciteitswet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (gewijzigd bij de wet van 26 maart 2014 m.b.t. de strategische reserves) LOLE gemiddeld ≤ 3 uren - LOLE P95 ≤ 20 uren 2 meeteenheden: LOLE (Loss of load expectation) = uren/winter (gemiddeld aantal) tijdens dewelke de belasting niet kan gedekt worden door het geheel van middelen hiervoor vermeld. Het 95ste percentiel (P95) = uren/winter tijdens dewelke de belasting niet kan worden gedekt door het geheel van middelen in een jaar dat als uitzonderlijk wordt beschouwd op basis van de onverwachte voorvallen: koude/belasting of pannes Principe = garanderen van evenwicht tussen productie en verbruik Hierbij toevoegen dat LOLE wettelijk gegeven is + wettelijke vereisten, het is geen puur Elia model – zie slide 17 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

Welke gegevens worden in de simulatie aanmerking genomen? Variabelen De klimatologische variabelen: Productie zonne-energie Productie windenergie Temperatuur Peil van economische activiteit Werkdagen/vakantie Dag/nacht De stilleggingen van centrales: Geplande stilleggingen (onderhoud) Niet-geplande stilleggingen Beschikbare bronnen Productie Nucleaire en fossiele productie Hernieuwbaar Pomp/turbine Productie in de distributienetten Reserves die nodig zijn voor het evenwicht van het net Strategische reserves Invoer van 3500 MW Ajouter chez importation que nous comptons sur un total de 3500 MW disponible à tout moment. Moeten we dit expliciet weergeven? Wel op vragen kunnen antwoorden 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

Capaciteitstekort volgens de probabilistische methode Ingevolge de onbeschikbaarheid van D3 en T2 heeft Elia in juni 2014 de behoefte aan strategische reserves om in de winter 14-15 te voldoen aan de LOLE-norm geëvalueerd: Scenario zonder winteronderhoud en 3500 MW invoer: 1200 MW Scenario met winteronderhoud en 2700 MW invoer: 2100 MW Bij de offerteaanvraag voor strategische reserves werd aangeboden (begin juli): Productie: 750 MW Vraagzijde 100 MW + onbeschikbaarheid van Doel 4 verhoogt de behoefte met: 1038 MW Zonder D3, D4 en T2 en bij volledige beschikbaarheid van de strategische reserve, geen winteronderhoud en 3500 MW import bedraagt het tekort aan capaciteit op de winterpiek dus 1200-850+1038 = 1388 MW. 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

Hoe de resultaten van LOLE interpreteren? Gemiddeld Scenario zonder winteronderhoud en met de 850 MW van de strategische reserves LOLE P95 (DOEL3 en TIHANGE2 al stilgelegd) Hypothèse: sans maintenance en hiver et RS 850 MW disponibles Sans D3T2, mais avec D4: 95% de chance que le trop court reste inférieur à 29 h/an (*) Moyenne attendue 5 h/an (*) (N.B. 50% de chance d’avoir au moins 1 heure/an de LOLE/ENS) Sans D3T2D4: 95% de chance que le trop court reste inférieur à 116 h/an Moyenne attendue: 49 h/an (N.B. presque 100% de chance d’avoir au moins 1 heure/an de LOLE/ENS) (*) D’où le dimensionnement de la fourchette 1200 MW..2000 MW de RS (communiqué le ../../2014) déjà dans le cas d’arrêt de Doel3 et Tihange2, mais indiquant aussi que le maximum qui peut être atteint en RS production est de 750 MW. 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

Aandachtspunten voor de volgende winters Vooral bij verlengde onbeschikbaarheid Doel 3 en Tihange 2 - maar niet exclusief in dit geval - zijn er o.m. volgende aandachtspunten : Uitdienstneming Doel 1 en 2 in 2015 Aangekondigde tijdelijke en definitieve buitendienstnemingen van gascentrales in 2015. Indien bevestigd, al dan niet op te nemen in de strategische reserves? Behoud van de productiemarges in de buurlanden voor validatie van de importhypothese van 3500 MW ? (internationale gas crisis?) Vergunningsproblematiek voor investeringen in het net en voor behoud van, of bouw van nieuwe productiemiddelen Verdere afschaffing van onderhoud tijdens winterperiode verschuift het risico naar het voor- en najaar. Zonder heropstart van de reactoren D3, T2 (of het opvangen van het capaciteitsverlies in de markt) wordt het schaarsteprobleem structureel. Een actieve follow-up is een must voor de komende winters. 4. Probabilistische inschatting volgens de wettelijke LOLE norm

4. Flexibiliteit van de vraag - incentives

Onbalans tarief: eenvoudige voorstelling 5. Flexibiliteit van de vraag - incentives

5. Afschakelplan

Wat zijn de mogelijke maatregelen om het risico te verminderen en alzo de toepassing van het afschakelplan te vermijden? Acties die ondernomen kunnen worden met het doel de vraag/de verbruiksbehoeften te doen dalen: Vraagbeperkende maatregelen genomen en geactiveerd door de overheid Acties ondernomen door de marktspelers ten aanzien van hun klanten 6. Afschakelplan

Extreme situatie van elektriciteitsschaarste De ARP is niet langer in staat om zijn evenwichtsverplichtingen na te komen omwille van: Gebrek aan productiemiddelen Gebrek aan beschikbare energie om te importeren SCHAARSTE Kenmerken van schaarste: Hoeveelheid (in MW) verbruik in risico: hoeveel? Geografische verspreiding : waar? Vooropgestelde duur (u) of frequentie van de schaarste: hoeveel tijd? De schaarste is voorspelbaar  Maatregelen Beperking van de vraag (soft) Verbodsbepalingen (hard) voor bepaalde doeleinden Afschakelen Openen van grenslijnen 3. Proces bij schaarste

Wat als al deze acties onvoldoende zijn? NW SW CE NE SE Als de productie & invoer (MW) te laag zijn én als de acties om het verbruik te doen dalen ontoereikend zijn => laatste oplossing = afschakelplan Absoluut noodzakelijk om de volledige ineenstorting -met zware gevolgen voor het hele Europese net- te vermijden! 6. Afschakelplan

Afschakelplan: wettelijke context Technisch Reglement van het Transmissienet K.B. 19-12-2002 - Art 312 Ministerieel Besluit Afschakelplan van het Transmissienet M.B. 03-06-2005 Technisch Reglement van het Transmissienet K.B. 19-12-2002 - Art 314 Afdeling II –Heropbouwcode Art.314.§1. De netbeheerder stelt de heropbouwcode op, na raadpleging van de commissie, die, in voorkomend geval, in de contracten bedoeld in artikel 312, § 1 opgenomen wordt. De heropbouwcode en zijn wijzigingen worden aan de commissie meegedeeld Section II – Code de reconstruction Art.314.§1. Le gestionnaire du réseau établit le code de reconstruction après consultation de la commission lequel est repris, le cas échéant, dans les contrats visés à l’article 312, § 1er. Le code de reconstruction, ainsi que ses modifications, sont notifiés à la commission. ENTSO-e Policy 5 (toekomst: Network Code Emergency and restoration) 6. Afschakelplan

Hoe verloopt het noodplan ? Arbeitsstand Hoe verloopt het noodplan ? Preventie Detectie Kennisgeving Bespreking Beslissing Uitvoering Minister(s) ELIA/DNB ELIA ARP/ELIA ELIA ELIA/FOD Ec Minister(s) ENTSO-E Winter outlook, Operational planning (Y, M, W, D-1), international coordination, intraday & real time follow-up,…. Previsional (week ahead, day ahead) During real time operations When situation is confirmed: (partial) activation Elia Emergency Plan Sending out std fax to CGCCR Proposition Elia Match specific nature of shortage with set of measures TNB stelt maatregelen voor Beslissing door de ministers bevoegd voor economie en energie Ministers informeren de bevolking via de media MB 3 juni 2005; art 312, §4,1 TR 6. Afschakelplan

Informing: Which channel, content and targeted audience? Communicate on the risk evolution of … … Strategic Reserve activation … load-shedding Towards the energy market professionals Towards the Community www.elia.be/en/grid-data www.readyforwinter.be An app will also be available with notification push! Also for subscription to RSS feed Communication

Informeren grote publiek Winterklaar.be – pretpourlhiver.be & Elia4cast App ±30.000 users of the app (iOS + Android + Windows) in 48h Communicatie

Sensibiliseren: OffOn campagne ism overheid Web: ±110.000 users ±450.000 pageviews in 48h Facebook: 6000 fans in 48h Twitter: 750 followers in 48h Communicatie

6. Q & A

Zijn de centrales die buiten onze grenzen liggen de oplossing voor komende winter? Via de bestaande interconnecties ? De invoercapaciteit die Elia in aanmerking neemt voor de berekening van de LOLE is al gebaseerd op een volledige benutting door de marktspelers van de bestaande interconnectie met Nederland op kritieke momenten. Neen ! Via aanleg van een specifieke verbinding op vraag van de producent ? Het is onmogelijk om een hoogspanningskabel of -lijn aan te leggen in enkele weken. Wat de toekomst betreft, is de snelheid waarmee de vergunningen worden afgeleverd door de overheden bepalend voor de winter 2015-2016 (de termijn voor de technische uitvoering wordt geschat op +/- 1 jaar) Je propose de ne pas mentionner l’accord sur l’envestissement et le montant. Meme en mettant 20 M€, c’est peu par rapport à l’ensemble des coûts des réserves stratégiques (par exemple E.ON Vilvoorde 30M/an pour 265 MW et sans coûts d’activation) Moeten we hier niet algemener spreken ipv expliciet over Essent = aansluiten van centrales in grenszones Tussen 2 en 3 dient een punt ingevoegd te worden dat stelt dat er rechstreeks op het Belgische net moet aangesloten worden waar capaciteit voorhanden is. Waarom niet meer expliciet over het de haalbaarheid van kabelaanleg op één jaar of het installeren van een noodlijn? Het zinnetje over de investering zou ik weglaten

Kan je noodgeneratoren aansluiten op het net? Technisch gezien, moet er voor de aansluiting van deze generatoren een akkoord worden gesloten met de betrokken distributienetbeheerders. Als het technisch mogelijk is, zijn er 2 contractuele mogelijkheden: Deelname aan de reserves van Elia, i.h.b. voor de tertiaire reserve vanuit de distributienetten (R3DP in het jargon). De noodgeneratoren kunnen aan deze aanbesteding deelnemen. Akkoord tussen de eigenaar van de generator en zijn leverancier (eventueel via aggregator) : uitvoerbaar vanaf deze winter ! (cf. incentive Onevenwichtstarief) Formulation à modifier: Elia attend en septembre 2014 les offres des différents candidats agrégateurs pour la réserve [tertiaire –R3DP dans le jargon] dans les réseaux de distribution. Les générateurs de secours peuvent participer à cet appel d’offre. Plusieurs mises au point sont en cours en Synergrid avec les GRDs pour les modalités de raccordement et de mise en service des générateurs de secours dans les réseaux. Pour l’hiver 2014-2015 une puissance de l’ordre de 150-300 MW semble déjà ambitieux. [je vais prendre les dernière nouvelles avec Emeline demain]

Toekomstige projecten op het Elia-net Belgium In the 252,5 mio EUR in Belgium: 35 mio EUR for Stevin 5 mio EUR for BOG 11,5 mio EUR for BRABO Le budget global des dépenses nettes d’investissement s’élève à 252,5 MEUR pour l’année 2014. Ce budget comporte notamment un montant de 35 MEUR dans le cadre du projet Stevin, qui est directement tributaire de l’obtention des permis nécessaires, dans le contexte d’une réglementation dont l’application fait actuellement l’objet de plusieurs recours. A noter que le budget prévoit en outre la construction de nouveaux raccordements pour des utilisateurs de réseau, dont les dépenses sont compensées en 2014 par des interventions-clientèle à hauteur de 10,0 MEUR.   Les dépenses nettes prévues se répartissent selon les drivers principaux suivants : Investissements liés à des remplacements d’équipements existants (86,6 MEUR) ; D’un niveau comparable à celui réalisé en 2013, ce montant provient pour près de 90% de dépenses dans les postes. Il se répartit sur plusieurs dizaines de postes et porte essentiellement sur le remplacement de l’appareillage Haute Tension, le remplacement de la partie Basse Tension des travées et le remplacement de transformateurs arrivés en fin de vie. Investissements liés à l’évolution du profil de la demande (61,0 MEUR) ; Bien que l’énergie nette acheminée par le réseau de transport vers les réseaux de tension inférieure soit en stagnation, voire, localement en recul, la localisation et l’intermittence des prélèvements (provoquée par l’intermittence des injections renouvelables) restent sources de besoins de restructuration et/ou renforcements du réseau de transport (ou avec une fonction de transport). Cette rubrique comporte ainsi la création de nouveaux postes de transformation vers la MT (environ 12 MEUR), notamment à Schoondale (Harelbeke)et Les-Isnes (Sambreville). Dans d’autres postes existants, la puissance de transformation est augmentée soit par ajout de transformateurs (et de câbles de liaison le cas échéant) ou par substitution par des transformateurs plus puissants (environ 20 MEUR), notamment à Ham, Lier, Heze, Lixhe, Farciennes, Fontaine-l’Eveque, Antoing ou Lichtegem. Des travaux importants de renforcement et extension sont prévus dans les environs de Bastogne (5,6 MEUR) pour rencontrer les besoins liés à l’alimentation de nouveaux Data Centers. L’agglomération de Bruxelles fait également l’objet de travaux de restructuration, avec une évolution coordonnée entre les réseaux 150 kV et les réseaux 36 kV urbains (10,8 MEUR), avec le déplacement d’un poste important (Pacheco). Cette rubrique comporte également la moitié du budget du projet Brabo, pour la partie relative à la restructuration des réseaux 380 kV et 150 kV dans les environs du port d’Antwerpen (5,8 MEUR). A signaler enfin, le début d’un programme d’investissements dans des selfs de compensation réactive de manière à pouvoir faire face aux situations de plus en plus fréquentes de tensions trop élevées, provoquées par le nombre croissant de câbles souterrains, en particulier durant les moments de faibles prélèvements. Investissements liés aux réseaux sous-marins Offshore (5,0 MEUR) ; Cette rubrique ne porte que sur les tests de câbles, préalablement indispensable à toute réalisation éventuelle. L’évolution de cette rubrique dépend directement des orientations qui seront données aux développements des réseaux sous-marins belges. Investissements liés à de nouvelles liaisons internationales (5,8 MEUR) ; Cette rubrique comporte la moitié du budget du projet Brabo et porte sur l’installation d’un 4ème phase-shifter sur la frontière entre les Pays-Bas et la Belgique (Zandvliet). Investissements liés à l’évolution du profil de la production (61,2 MEUR) ; Cette rubrique comporte la ‘provision’ de 35 MEUR liée au projet Stévin mentionné ci-avant. Elle comporte également les aménagements du réseau 380 kV (17,8 MEUR) entre Gramme, Lixhe, Herderen, Zutendaal et Van Eyck dans le contexte de la nouvelle interconnexion avec l’Allemagne (Alegro) et du raccordement de nouvelles productions potentielles dans le Limbourg. Elle comporte aussi différents aménagements et/ou extensions de réseau (8,3 MEUR) destinés à l’accueil de nouveaux hubs de production renouvelables (Hoostraten, Eeklo, Lokeren, Zeebrugge, boucle de l’Est). Investissements autres que pour les équipements électriques (33,0 MEUR) ; Ces investissements comportent principalement : l’extension du réseau des fibres optiques (7,6 MEUR) dans le cadre de la fin prochaine du contrat de mise à disposition de liaisons téléphoniques par Belgacom ; le matériel informatique et le développement de nouvelles applications liées à la conduite du système électrique interconnecté (10,3 MEUR) ; la construction et/ou l’aménagement de bâtiments, dont Schaerbeek et Crealys (10,1 MEUR) ; et la protection et sécurisation de postes électriques sensibles (3,8 MEUR). 1 Stevin (start 2009 - verwacht klaar 2017) Nemo HS-verbinding op gelijkstroom UK (start 2007- verwacht klaar 2019) 3 Brabo (start 2005 - verwacht klaar 2016-2019) 4 5 ALEGrO HS-verbinding op gelijkstroom België-Duitsland (start 2010 – verwacht klaar 2019)