WG Belgian Grid State of Play - Plenary meeting - David Zenner 3 December 2019 - Elia
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WG Belgian Grid State of Play Plenary meeting – David Zenner 3 December 2019
Substantial modernisation
Legal context
New Belgian Federal Grid Code 29/04/2019
Translation of article 4.1 of RfG and DCC codes in articles 161 and 162 of Belgian Federal Grid Code:
- Article 161 : definition of stustantial modernisation
- Article 162 § 1 : 3 criteria for a modernisation :
- « tout changement de technologie ayant pour conséquence d’augmenter la production
d’électricité nominale de l’unité de production (…) d’une façon telle que l’unité concernée passe
le seuil supérieur vers le type C ou D » (RfG)
- « l’ampleur de l’augmentation de la production nominale de l’unité de production d’électricité »
(RfG)
- « le renouvellement d’un ou plusieurs éléments techniques essentiels d’une installation de
l’utilisateur du réseau (…) Le placement de pièces de rechange à l’identique par l’utilisateur de
transport dans ses installations n’est pas considéré comme le renouvellement d’un ou plusieurs
éléments techniques essentiels de ces installations. » (RfG & DCC)
- Article 162 § 2 :
- « Le gestionnaire du réseau élabore des lignes directrices pour l’application de l’article 4.1.
respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de
réseau européen HVDC, de l’article 161, § 2, et pour l’application du paragraphe 1er. Il notifie
celles-ci pour avis à la commission pour la première fois au plus tard dans les trois mois qui suit
l’entrée en vigueur du présent arrêté. »Link to existing process
Request to change existing installation (Injection or Demand facility)
Published FGC 29/4/2019 Article 161-162 (summary)
Procédure: TSO analyses request
1.Durant l'étude de détail, le TSO examine si la modernisation est substantielle en
appliquant les critères suivants:
- tout changement de technologie ayant pour conséquence d’augmenter la production
d’électricité nominale et de passer vers le type supérieur C ou D Minor change Significant change
- l’ampleur de l’augmentation de la production nominale (Usual Detailled Study)
- le renouvellement d’un ou plusieurs éléments techniques essentiels de l'installation
(le placement de pièces de rechange à l'identique n'est pas visé)
Art 161
2. Si un nouveau contrat de raccordement est requis, le TSO notifie la CREG et envoie No study Modernisation study
une copie à la DG Energie (qui remet son avis à la CREG) Detailled Study
3. La CREG décide si un nouveau contrat est requis ou une révision du contrat existant Full or partial ?
4. L'étude de détail indique les résultats et, le cas échéant, la décision de la CREG Decision based on:
Art 162
1. Category switch (A, B, C, D)
2. Nominal Power (x%
increase)
3. Renewing of functional
blocks
Notification to CREG
Final report with CREG
decisonPrinciples of a modernisation
• Implementation of modernisation:
- General principles are in the Federal Grid Code
- A guidance document for the application of the new Federal Grid Code to existing installation , will be
gradually complemented
• Compliance is measured at the connection point (including for CDS)
• All new elements in an installation or an additionnal unit have to be compliant with the new regulations
• In case of a full modernisation, the entire facility has to be compliant with new regulation
• In case of partial modernisation, a partial compliance is required to a limited set of requirements or only
a part of the facility has to be compliant with new regulation
• The “old” equipments still have to comply with former regulation (unless explicitely agreed)
• In case of modernisation, the compliance at the connection point is based on study
• The compliance is verified and tested through simulations and tests if necessary
• Replacement of an equipment by an identical spare part does not trigger a modernisation
• Shift from demand unit to CDS is not a modernisationNext steps • Comments from the Belgian Grid on Elia’s proposal • Writing of guidelines document to be consulted in Belgian Grid • Presentation of consolidated proposal to CREG • Publication of the guidelines on Elia website
FTR V2 – CRM Bankgarantie
Garantie bancaire: principes, procédures et financement (1/2)
Elia propose un modification du AR 22/04/2019 (RTF): Titre III.II.2, Chapitre 7 – Contrat de raccordement
Principes (à inclure dans le RTF):
Le contrat de raccordement peut contenir des pénalités établies en EUROS par MW contracté pour tous projet de production
(pas limité aux projets introduits dans le cadre du CRM)
→ Alignement avec les principes de la garantie bancaire établi dans le contexte de la procédure de préqualification du CRM
(pas de double garantie bancaire)
L’application de la pénalité (partiellement ou entièrement) est déterminée sur proposition d’Elia et validée par la CREG
Les pénalités sont couvertes par la demande d’une garantie bancaire
Possibilité de libération partielle en cas d’avancée significative du projet
→ Identification exacte des milestones concernés et des % de libération partielle aligné avec les principes à établir dans le
contrat CRM
Si le gestionnaire de réseau de transport fait appel à la garantie bancaire, son produit est affecté au financement du
mécanisme de rémunération de capacité visé à l’article 7undecies de la loi du 29 avril 1999.Garantie bancaire: principes, procédures et financement (2/2)
Procédure à prévoir:
Avant la conclusion du contrat de raccordement, le demandeur fournit au gestionnaire de réseau de transport la preuve de
la constitution d’une garantie bancaire irrévocable, inconditionnelle et à première demande au bénéfice d’ELIA, à
hauteur du montant de la pénalité correspondant à la capacité contractée.
Sur requête du demandeur, et après validation par la CREG, le gestionnaire de réseau de transport peut autoriser une
libération partielle de la garantie lorsque les actes à réaliser par le demandeur pour la mise en service du raccordement
ont fait l’objet d’avancements significatifs.
La garantie est entièrement libérée après la mise en service du raccordement.
Si la mise en service du raccordement n’est pas réalisée dans le délai prévu dans le contrat de raccordement,
• Le gestionnaire de réseau de transport met fin au contrat de raccordement et à la procédure de raccordement → La
résiliation du contrat de raccordement implique que la capacité n’est plus attribuée ni réservée au demandeur.
• Le demandeur entendu, la CREG valide préalablement l’application de la pénalité par le gestionnaire du réseau, sauf
si le défaut de mise en service est dû à un cas de force majeure ou au gestionnaire de réseau de transport.
• La pénalité est récupérée par le gestionnaire de réseau de transport en faisant appel à la garantie bancaire ainsi que
sur le patrimoine du demandeur dans la mesure où la garantie a été levée.
Si le projet de raccordement prend fin ou si le raccordement mis en service n’est plus exploité durant plus d’un an, le
demandeur le notifie sans délai au gestionnaire du réseau de transport qui met fin au contrat de raccordement et à la
procédure de raccordement. → La résiliation du contrat de raccordement implique que la capacité n’est plus attribuée ni
réservée au demandeur.T&C Voltage Provider
Voltage and reactive Power Ancillary Service - Context and
timelines
2018 2019 2020 2021
New “target” design Publication of new T&C VSP available by The Go-live is
was proposed for the FGC in April 2019 May 2020 planned in January
voltage and reactive 2021
power control E-law and RGC
Based on target
ancillary service have not yet
design and in
been changes
Design note finalized line with current
in November 2018 legal framework
after public
consultation
Changes requested
in the grid codes
and Electricity Law
11Voltage and reactive Power Ancillary Service – Status of the
New design
Main changes introduced in the new design are (// design note 2018):
1. In the Federal Grid Code and Regional Grid Codes:
• Service provision
• Contract ✓ (FGC) ✖ (RGC)
• VSP role
2. In the Electricity Law:
• Price ✖
• Contracting process
3. Additionally
• Link with the MVAr tariff ✓
• Remuneration
12Voltage and reactive Power Ancillary Service – Status of the
New design
The new Federal Grid Code and general requirements are available
Electricity Law (Art. 12 quinquies) and Regional Grid Code did not change
✓ ✖
Subject – New Subject – E-law AS IS TO BE
AS IS TO BE
grid codes
Contracting
Contracting Tender Tender or standard contract
Tender Not specified process
process
Role / Voltage Service Provider
Free prices with possibility
Contract Non Regulated Regulated Prices Regulated price(s)
of Royal Decree
✓ Subject - Others AS IS TO BE
Mandatory for some generation and
Service provision Voluntary storage assets Remuneration Delivered MVAr Requested MVAr*
(see next slide)
Access point holder pays tariff +
correction in case of activation of the
Relation with MVAr
/ service Mutual agreement
tariff
Volume to be between ACH and VSP behind a same
No obliged volume “Technical capacity”
provided Access Point*
Voluntary Open to demand facilities, DSO and Proportional to non Administrative penalties if the service
All participants voluntary Penalty
participants CDS (see next slide) delivered MVArs is not correctly delivered
A tender will be launched for 2021 but with mandatory bidding at free prices and the possibility of royal decree
13Voltage and reactive Power Ancillary Service – Voltage Service
Provider
The VSP should be the de facto provider of the MVAR service towards Elia
According to Art. 234 of the FGC, the VSP is
• The grid user
• Any third party designated buy the Grid User following a designation procedure
VSP role
Technically: help Elia Contractually: Be the
Operationally: operate Financially: Receive
regulate voltage by contractual
assets to provide the remuneration & pay
managing third party counterpart for
service penalties
assets delivery of AS v-à-v Elia
14Voltage and reactive Power Ancillary Service – Link with MVAr
tariff Subject - Others AS IS TO BE
Access point holder pays tariff +
correction in case of activation of the
Relation with MVAr
/ service Mutual agreement
tariff
between ACH and VSP behind a same
Access Point
Q Q
Correction of the requested MVAr
Measured MVAr
Corrected MVAr
P P
Correction of the requested MVAr
Case 1: correction of a correct activation Case 2: correction of a missed activation out of the zone
Relation with MVAr tariff
Specific case when a ACH and a VSP are behind the same access point (e.g. CDS with a local production)
A mutual agreement between ACH and VSP behind a same Access Point is necessary in case of incorrect activation
15Voltage and reactive Power Ancillary Service – Link with MVAr
tariff
Subject - Others AS IS TO BE
Proportional to non Administrative penalties if the service
Penalty
delivered MVArs is not correctly delivered
Penalty mecanism
The tariff will be applied to access points with offtake and injection of active power including access point providing the Voltage
and Reactive power control service
A party could face to a double penalty if it is subject to tariff and activation control penalty for the Voltage and Reactive power
control service
Design proposal: The penalty of the activation control of the MVAr ancillary service will be adapted. Administrative penalties will
be applied in case of non-respect of the MVAr service specifications.
16T&C VSP: indicative Planning
T&C VSP will include the new design for the voltage and reactive power control ancillary service
Public consultation of the T&C VSP is planned in January 2020 (at least 4 weeks)
Tender for 2021 will take place in May 2020
Call for candidate Call for tender
T&C VSP proposed timing
2019 2020 2021
J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J
T&C VSP
Public and new
Consultation Tender for design
2021
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