2019-07-10 | BWBR0037940 | Netcode elektriciteit
This commit is contained in:
parent
eb3e66a3df
commit
bbb1bdbaa1
1 changed files with 316 additions and 855 deletions
|
|
@ -48,7 +48,7 @@ Met in deze code bedoelde materialen en/of producten worden gelijkgesteld materi
|
|||
|
||||
### Artikel 2.2
|
||||
|
||||
**1.** De netbeheerder stelt voor een aansluiting op een laagspanningsnet en voor een aansluiting op een hoogspanningsnet met een gecontracteerd en beschikbaar gesteld vermogen kleiner dan 2 MW of een ander door de netbeheerder te bepalen vermogen, eenmalig een belastingkarakteristiek vast die kenmerkend is voor de categorie waartoe de aangesloten installatie behoort.
|
||||
**1.** De netbeheerder stelt voor een aansluiting op een laagspanningsnet en voor een aansluiting op een middenspanningsnet met een gecontracteerd en beschikbaar gesteld vermogen kleiner dan 2 MW of een ander door de netbeheerder te bepalen vermogen, eenmalig een belastingkarakteristiek vast die kenmerkend is voor de categorie waartoe de aangesloten installatie behoort.
|
||||
|
||||
**2.** Wanneer de aard van de in het eerste lid bedoelde installatie zodanig wijzigt, dat zij tot een andere categorie gaat behoren, meldt de aangeslotene deze wijziging aan de netbeheerder en stelt de netbeheerder een nieuwe belastingkarakteristiek vast.
|
||||
|
||||
|
|
@ -84,7 +84,7 @@ g. er sprake is van één aansluit- en transportovereenkomst tussen de aangeslot
|
|||
|
||||
### Artikel 2.6
|
||||
|
||||
Indien een aansluiting waaraan een primair allocatiepunt is toegekend, bestaat uit één verbinding of uit meerdere elektrisch parallelle verbindingen, kent de netbeheerder op verzoek van de aangeslotene een of meer secundaire allocatiepunten aan de aansluiting toe ten behoeve van het faciliteren van meerdere overeenkomsten met leveranciers en programmaverantwoordelijken op die aansluiting onder voorwaarde dat:
|
||||
Indien een aansluiting waaraan een primair allocatiepunt is toegekend, bestaat uit één verbinding of uit meerdere elektrisch parallelle verbindingen, kent de netbeheerder op verzoek van de aangeslotene een of meer secundaire allocatiepunten aan de aansluiting toe ten behoeve van het faciliteren van meerdere overeenkomsten met leveranciers en BRP’s op die aansluiting onder voorwaarde dat:
|
||||
|
||||
a. elk allocatiepunt bij een afzonderlijke installatie behoort, die niet elektrisch gekoppeld is of kan worden met een andere installatie anders dan via de netzijde van de aansluiting;
|
||||
b. de afzonderlijke installaties als bedoeld in onderdeel a, zich op dezelfde onroerende zaak bevinden, met uitzondering van aansluitingen als bedoeld in artikel 1, vijfde lid, van de Elektriciteitswet 1998;
|
||||
|
|
@ -113,7 +113,7 @@ c. de meetverantwoordelijke op de desbetreffende aansluiting de energieverliezen
|
|||
|
||||
### Artikel 2.9
|
||||
|
||||
Aan een grootverbruikaansluiting waaraan een primair allocatiepunt is toegekend, kent de netbeheerder op verzoek van de aangeslotene een of meer secundaire allocatiepunten toe, ongeacht het aantal verbindingen waaruit de aansluiting bestaat, ten behoeve van het faciliteren van meerdere overeenkomsten met leveranciers en programmaverantwoordelijken op die aansluiting onder voorwaarde dat:
|
||||
Aan een grootverbruikaansluiting waaraan een primair allocatiepunt is toegekend, kent de netbeheerder op verzoek van de aangeslotene een of meer secundaire allocatiepunten toe, ongeacht het aantal verbindingen waaruit de aansluiting bestaat, ten behoeve van het faciliteren van meerdere overeenkomsten met leveranciers en BRP’s op die aansluiting onder voorwaarde dat:
|
||||
|
||||
a. elk allocatiepunt bij een afzonderlijke installatie behoort, die niet elektrisch gekoppeld is of kan worden met een andere installatie anders dan via de in onderdeel d bedoelde grens;
|
||||
b. de afzonderlijke installaties als bedoeld in onderdeel a zich op dezelfde onroerende zaak bevinden, met uitzondering van aansluitingen als bedoeld in artikel 1, vijfde lid, van de Elektriciteitswet 1998;
|
||||
|
|
@ -211,13 +211,13 @@ c. de naam, het volledige adres en het telefoonnummer van degene die de werkzaam
|
|||
|
||||
### Artikel 2.18
|
||||
|
||||
**1.** Indien naar het oordeel van de netbeheerder redelijke twijfel bestaat of een elektrische installatie voldoet aan de van toepassing zijnde bepalingen van de technische voorwaarden, toont de aangeslotene aan dat zijn elektrische installatie aan deze bepalingen voldoet.
|
||||
**1.** Indien naar het oordeel van de netbeheerder redelijke twijfel bestaat of een elektrische installatie voldoet aan de van toepassing zijnde bepalingen van deze code, toont de aangeslotene aan dat zijn elektrische installatie aan deze bepalingen voldoet.
|
||||
|
||||
**2.** Wanneer de aangeslotene in gebreke blijft, is de netbeheerder bevoegd om de elektrische installatie zelf te onderzoeken of te laten onderzoeken.
|
||||
|
||||
**3.** Indien een elektrische installatie naar het oordeel van de netbeheerder niet voldoet aan het bepaalde in deze regeling, herstelt de aangeslotene de gebreken, zo nodig onmiddellijk. De netbeheerder kan door de aangeslotene daarbij in acht te nemen aanwijzingen geven.
|
||||
**3.** Indien een elektrische installatie naar het oordeel van de netbeheerder niet voldoet aan het bepaalde in deze code, herstelt de aangeslotene de gebreken, zo nodig onmiddellijk. De netbeheerder kan door de aangeslotene daarbij in acht te nemen aanwijzingen geven.
|
||||
|
||||
**4.** De netbeheerder heeft geen verplichting om na te gaan of aan het in de regeling bepaalde is voldaan.
|
||||
**4.** De netbeheerder heeft geen verplichting om na te gaan of aan het in deze code bepaalde is voldaan.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 2.2. Voorwaarden voor de aansluiting op een laagspanningsnet
|
||||
|
||||
|
|
@ -377,17 +377,11 @@ d. de aangeslotene bij de netbeheerder een verzoek heeft ingediend tot verlaging
|
|||
|
||||
De bijdrage aan de snelle spanningsveranderingen door de aangeslotene op het overdrachtspunt
|
||||
|
||||
wordt beperkt door een maximale bijdrage aan de Pst en de Plt door de eis: ∆Pst ≤ 1,0 en ∆Plt ≤ 0,8
|
||||
wordt beperkt door een maximale bijdrage aan de P_st en de P_lt door de eis: ∆P_st ≤ 1,0 en ∆P_lt ≤ 0,8
|
||||
|
||||
(Zref = 283 mΩ overeenkomstig IEC 61000-3-3:2013 ‘Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3 –
|
||||
(Z_ref = 283 mΩ overeenkomstig IEC 61000-3-3:2013 ‘Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3 – 3: Limits – Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems, for equipment with rated current ≤ 16 A per phase and not subject to conditional connection’).
|
||||
|
||||
3: Limits – Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply
|
||||
|
||||
systems, for equipment with rated current ≤16 A per phase and not subject to conditional
|
||||
|
||||
connection’).
|
||||
|
||||
### Paragraaf 2.5. Voorwaarden voor de aansluiting op een wisselspanningsnet met een spanningsniveau groter dan 1 kV
|
||||
### Paragraaf 2.5. Voorwaarden voor de aansluiting op een wisselstroomnet met een spanningsniveau groter dan 1 kV
|
||||
|
||||
### Artikel 2.35
|
||||
|
||||
|
|
@ -423,7 +417,7 @@ De hoogspanningsinstallatie is bestand tegen het ter plaatse optredende kortslui
|
|||
|
||||
### Artikel 2.39
|
||||
|
||||
**1.** Indien aansluitingswerkzaamheden ten behoeve van een aansluiting als bedoeld in artikel 16c vande Elektriciteitswet 1998 in opdracht van de aangeslotene worden uitgevoerd door een ander dan de netbeheerder, dient voorafgaand aan de uitvoering van deze aansluitingswerkzaamheden een overeenkomst te zijn gesloten tussen de aangeslotene en de netbeheerder.
|
||||
**1.** Indien aansluitingswerkzaamheden ten behoeve van een aansluiting als bedoeld in artikel 16c van de Elektriciteitswet 1998 in opdracht van de aangeslotene worden uitgevoerd door een ander dan de netbeheerder, dient voorafgaand aan de uitvoering van deze aansluitingswerkzaamheden een overeenkomst te zijn gesloten tussen de aangeslotene en de netbeheerder.
|
||||
|
||||
**2.** In de overeenkomst wordt vastgelegd welke aansluitingswerkzaamheden de aangeslotene openbaar zal aanbesteden (aanleg, onderhoud, wijziging en/of verwijdering van de aansluiting).
|
||||
|
||||
|
|
@ -461,19 +455,17 @@ c. eerst na de schriftelijke aanwijzing, als bedoeld in onderdeel a èn de schri
|
|||
|
||||
### Artikel 3.1
|
||||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De maximumcapaciteitsdrempelwaarde, zoals bedoeld in artikel 5, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), bedraagt:
|
||||
|
||||
a. 1 MW voor onderdeel b.
|
||||
b. 50 MW voor onderdeel c.
|
||||
a. 1 MW voor onderdeel b;
|
||||
b. 50 MW voor onderdeel c;
|
||||
c. 60 MW voor onderdeel d.
|
||||
|
||||
### Artikel 3.2
|
||||
|
||||
**1.** De netbeheerder verstrekt desgevraagd aan een aangeslotene die elektriciteit produceert per elektriciteitsproductie-eenheid een EAN-code ter identificatie van de desbetreffende elektriciteitsproductie-eenheid en legt deze vast in het register als bedoeld in paragraaf 13.4.
|
||||
|
||||
**2.** Indien er zich achter een aansluiting slechts één elektriciteitsproductie-eenheid bevindt, of, indien er zich achter een aansluiting meer dan één elektriciteitsproductie-eenheden bevinden van hetzelfde model, kan, in afwijking van het eerste lid, de in het eerste lid bedoelde EAN-code dezelfde zijn als die waarmee op grond van artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas de desbetreffende aansluiting wordt geïdentificeerd.
|
||||
**2.** Indien er zich achter een aansluiting slechts één elektriciteitsproductie-eenheid bevindt, of, indien er zich achter een aansluiting meer dan één elektriciteitsproductie-eenheden bevinden van hetzelfde type, als bedoeld in artikel 24, eerste lid, onderdeel e, van de Regeling garanties van oorsprong voor energie uit hernieuwbare energiebronnen en HR-WKK-elektriciteit, kan, in afwijking van het eerste lid, de in het eerste lid bedoelde EAN-code dezelfde zijn als die waarmee op grond van artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas de desbetreffende aansluiting wordt geïdentificeerd.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 3.2. Voorwaarden voor het onderzoek in het kader van
|
||||
|
||||
|
|
@ -512,7 +504,7 @@ b. rekeningen van de aflevering/plaatsing of het onderhoud van/aan de installati
|
|||
|
||||
**8.** In geval van biomassa kan tevens aanvullend technisch onderzoek door een externe, onafhankelijke technische deskundige worden uitgevoerd.
|
||||
|
||||
**9.** Het aanvullende onderzoek als bedoeld in het zesde lid zal plaatsvinden binnen drie weken nadat de netbeheerder overeenkomstig het zesde lid heeft vernomen dat de producent zijn verzoek handhaaft.
|
||||
**9.** Het aanvullende onderzoek als bedoeld in het zesde lid zal plaatsvinden binnen drie weken nadat de netbeheerder overeenkomstig het zesde lid heeft vernomen dat de aangeslotene zijn verzoek handhaaft.
|
||||
|
||||
**10.** Indien het aanvullende onderzoek niet binnen drie weken kan plaatsvinden, ontvangt de desbetreffende in het tweede lid bedoelde aangeslotene binnen vijf werkdagen nadat de netbeheerder overeenkomstig het zesde lid heeft vernomen dat de aangeslotene zijn verzoek handhaaft, bericht binnen welke termijn het aanvullende onderzoek zal plaatsvinden.
|
||||
|
||||
|
|
@ -578,7 +570,7 @@ c. een frequentiebeveiliging met een aanspreeksnelheid van 2 seconden bij 48 en
|
|||
|
||||
**1.** Wanneer bij een door middel van vermogenselektronica gekoppelde elektriciteitsproductie-eenheid compensatiecondensatoren worden toegepast, wordt de omvang daarvan, en het aantal stappen waarin deze worden geschakeld, in overleg met de beheerder van de elektriciteitsproductie-eenheid door de netbeheerder bepaald.
|
||||
|
||||
**2.** Een door middel van vermogenselektronica gekoppelde elektriciteitsproductie-eenheid mag, indien de netspanning buiten de gestelde grenzen genoemd in artikel 3.8, tweede lid, komt, zich van het elektriciteitsnet vrijschakelen. Na uitschakeling mag de door middel van vermogenselektronica gekoppelde elektriciteitsproductie-eenheid direct weer inschakelen.
|
||||
**2.** Een door middel van vermogenselektronica gekoppelde elektriciteitsproductie-eenheid mag, indien de netspanning buiten de gestelde grenzen genoemd in artikel 3.8, tweede lid, komt, zich van het net vrijschakelen. Na uitschakeling mag de door middel van vermogenselektronica gekoppelde elektriciteitsproductie-eenheid direct weer inschakelen.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 3.4. Aansluitvoorwaarden voor elektriciteitsproductie-eenheden van het type A als bedoeld in artikel 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG)
|
||||
|
||||
|
|
@ -614,7 +606,7 @@ b. de instelling van de frequentiedrempelwaarde 50,2 Hz is;
|
|||
c. de statiek instelbaar is tussen 4% en 12%;
|
||||
d. de default instelling van de statiek 5% is;
|
||||
e. de elektriciteitsproductie-eenheid bij het bereiken van het minimumregelniveau op dit niveau in bedrijf blijft;
|
||||
f. in geval van een power park module is Pref, als bedoeld in figuur 1 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de LFSM-O is bereikt.
|
||||
f. in geval van een power park module is P_ref, als bedoeld in figuur 1 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de LFSM-O is bereikt.
|
||||
|
||||
**5.** De elektriciteitsproductie-eenheid mag beneden een frequentie van 49,5 Hz het werkzaam vermogen reduceren met een gradiënt van 10% van de maximale capaciteit bij 50 Hz, per frequentiedaling met 1 Hz, als bedoeld in artikel 13, vierde lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG).
|
||||
|
||||
|
|
@ -657,7 +649,7 @@ d. een frequentiebeveiliging met een aanspreeksnelheid van 2 seconden bij 47,5 e
|
|||
|
||||
**3.** De vereiste nauwkeurigheid van de in het tweede lid bedoelde metingen is klasse 2, tenzij anders met de netbeheerder is overeengekomen.
|
||||
|
||||
**4.** De beveiligingen van de elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, zijn selectief ten opzichte van de beveiligingen in het net van de netbeheerder. De producenten dragen zorg en zijn verantwoordelijk voor adequate beveiligingen van de elektriciteitsproductie-eenheden tegen zowel storingen die ontstaan in het net als extreme afwijkingen van spanning en frequentie. De netbeheerder kan verlangen dat hiervan een berekening wordt gemaakt.
|
||||
**4.** De beveiligingen van de elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, zijn selectief ten opzichte van de beveiligingen in het net van de netbeheerder. De aangeslotene draagt zorg en is verantwoordelijk voor adequate beveiligingen van de elektriciteitsproductie-eenheid tegen zowel storingen die ontstaan in het net als extreme afwijkingen van spanning en frequentie. De netbeheerder kan verlangen dat hiervan een berekening wordt gemaakt.
|
||||
|
||||
**5.** De elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, is voorzien van en wordt bedreven met een automatische spanningsregeling waarvan de helling instelbaar is tussen 0% en 10%. De netbeheerder kan op basis van de lokale situatie voor een elektriciteitsproductie-eenheid een arbeidsfactor-regeling eisen of toestaan.
|
||||
|
||||
|
|
@ -665,15 +657,15 @@ d. een frequentiebeveiliging met een aanspreeksnelheid van 2 seconden bij 47,5 e
|
|||
|
||||
De elektriciteitsproductie-eenheid, aangesloten op een middenspanningsnet of op een hoogspanningsnet met een spanningsniveau kleiner dan 110 kV, dient bij verlaagde netspanning de maximaal beschikbare hoeveelheid blindvermogen te kunnen leveren, gedurende de volgende tijdsperioden:
|
||||
|
||||
a. onbeperkt bij een verlaagde netspanning kleiner dan of gelijk aan Un en groter dan of gelijk aan 0,95 Un;
|
||||
b. 15 minuten bij een verlaagde netspanning kleiner dan 0,95 Un en groter dan of gelijk aan 0,85 Un;
|
||||
c. 10 seconden bij een verlaagde netspanning kleiner dan 0,85 Un en groter dan of gelijk aan 0,8 Un.
|
||||
a. onbeperkt bij een verlaagde netspanning kleiner dan of gelijk aan U_n en groter dan of gelijk aan 0,95 U_n;
|
||||
b. 15 minuten bij een verlaagde netspanning kleiner dan 0,95 U_n en groter dan of gelijk aan 0,85 U_n;
|
||||
c. 10 seconden bij een verlaagde netspanning kleiner dan 0,85 U_n en groter dan of gelijk aan 0,8 U_n.
|
||||
|
||||
**7.** De behandeling van het sterpunt van de elektriciteitsproductie-eenheid, aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, wordt bepaald door de netbeheerder in overleg met de beheerder van de elektriciteitsproductie-eenheid.
|
||||
|
||||
**8.** In overleg met de netbeheerder gaat de aangeslotene door berekeningen na of en zo ja door welke maatregelen, de bijdrage aan het kortsluitvermogen door de elektriciteitsproductie-eenheid, aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, redelijkerwijs kan worden beperkt.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 3.5. Aansluitvoorwaarden voor elektriciteitsproductie-eenheden van het type B als bedoeld in artikel 5 van de NC RfG
|
||||
### Paragraaf 3.5. Aansluitvoorwaarden voor elektriciteitsproductie-eenheden van het type B als bedoeld in artikel 5 van de Verordening (EU) 2016/613 (NC RfG)
|
||||
|
||||
### Artikel 3.16
|
||||
|
||||
|
|
@ -691,33 +683,33 @@ De parameters voor de fault-ride-through-capaciteit van de synchrone elektricite
|
|||
|
||||
a. de spanningsparameters:
|
||||
|
||||
1°. Uret is 0,05 pu;
|
||||
2°. Uclear is 0,70 pu;
|
||||
3°. Urec1 is Uclear;
|
||||
4°. Urec2 is 0,85 pu;
|
||||
1°. U_ret is 0,05 pu;
|
||||
2°. U_clear is 0,70 pu;
|
||||
3°. U_rec1 is U_clear;
|
||||
4°. U_rec2 is 0,85 pu;
|
||||
b. de tijdsparameters:
|
||||
|
||||
1°. t_clear is 0,15 s;
|
||||
2°. trec1 is t_clear;
|
||||
3°. trec2 is trec1;
|
||||
4°. trec3 is 1,5 s.
|
||||
2°. t_rec1 is t_clear;
|
||||
3°. t_rec2 is t_rec1;
|
||||
4°. t_rec3 is 1,5 s.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
De parameters voor de fault-ride-through-capaciteit van de power park module, als bedoeld in artikel 14, derde lid, onderdeel a, subonderdeel i, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) en tabel 3.2 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), zijn als volgt:
|
||||
De parameters voor de fault-ride-through-capaciteit van de power park module, als bedoeld in artikel 14, derde lid, onderdeel a, subonderdeel i, en tabel 3.2 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), zijn als volgt:
|
||||
|
||||
a. de spanningsparameters:
|
||||
|
||||
1°. Uret is 0,05 pu;
|
||||
2°. Uclear is Uret;
|
||||
3°. Urec1 is Uclear;
|
||||
4°. Urec2 is 0,85 pu;
|
||||
1°. U_ret is 0,05 pu;
|
||||
2°. U_clear is U_ret;
|
||||
3°. U_rec1 is U_clear;
|
||||
4°. U_rec2 is 0,85 pu;
|
||||
b. de tijdsparameters:
|
||||
|
||||
1°. t_clear is 0,25 s;
|
||||
2°. trec1 is t_clear;
|
||||
3°. trec2 is trec1;
|
||||
4°. trec3 is 3,0 s.
|
||||
2°. t_rec1 is t_clear;
|
||||
3°. t_rec2 is t_rec1;
|
||||
4°. t_rec3 is 3,0 s.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -742,7 +734,7 @@ c. de frequentie groter is dan of gelijk aan 49,9 Hz en kleiner dan of gelijk aa
|
|||
d. de tijd dat de spanning en de frequentie zich beide gelijktijdig en ononderbroken binnen de in de onderdelen a en b genoemde bereiken bevinden tenminste 60 seconden is
|
||||
e. de maximum gradiënt van het werkzaam vermogen 20% is van de maximumcapaciteit per minuut.
|
||||
|
||||
**9.** De tussen de netbeheerder en de aangeslotene overeengekomen besturingssystemen en instellingen en de wijzigingen daarop van de verschillende regelapparatuur van de elektriciteitsproductie-eenheid die vereist zijn voor de stabiliteit van het landelijk hoogspanningsnet en voor het nemen van noodmaatregelen, als bedoeld in artikel 14, vijfde lid, onderdeel a, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), worden vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
**9.** De tussen de netbeheerder en de aangeslotene overeengekomen functionaliteiten van de besturingssystemen en instellingen en de wijzigingen daarop van de verschillende regelapparatuur van de elektriciteitsproductie-eenheid die vereist zijn voor de stabiliteit van het landelijk hoogspanningsnet en voor het nemen van noodmaatregelen, als bedoeld in artikel 14, vijfde lid, onderdeel a, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), worden vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
||||
**10.** Ten aanzien van de beveiliging van de elektriciteitsproductie-eenheid en overige onderdelen van de elektrische installatie, als bedoeld in artikel 14, vijfde lid, onderdeel b, subonderdeel i, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), is artikel 2.13 van overeenkomstige toepassing.
|
||||
|
||||
|
|
@ -758,7 +750,7 @@ e. de maximum gradiënt van het werkzaam vermogen 20% is van de maximumcapacitei
|
|||
|
||||
### Artikel 3.20
|
||||
|
||||
**1.** Indien de elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit groter dan 5 MW, aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, door een kortsluiting in het net van het net gescheiden wordt, en de netspanning binnen 60 minuten wederkeert, is de elektriciteitsproductie eenheid binnen 30 minuten nadat de kortsluiting opgeheven is, in staat stabiel bedrijf te voeren parallel aan het net met alle generatoren in bedrijf.
|
||||
**1.** Indien de elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit groter dan 5 MW, aangesloten op een midden- of hoogspanningsnet, door een kortsluiting in het net van het net gescheiden wordt en de netspanning binnen 60 minuten wederkeert, is de elektriciteitsproductie eenheid binnen 30 minuten nadat de netspanning is teruggekeerd, in staat stabiel bedrijf te voeren parallel aan het net met alle generatoren in bedrijf.
|
||||
|
||||
**2.** Indien de in het eerste lid 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 het eerste lid genoemde stabiel bedrijf in dat geval mogelijk is.
|
||||
|
||||
|
|
@ -792,7 +784,7 @@ e. de maximum gradiënt van het werkzaam vermogen 20% is van de maximumcapacitei
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De elektriciteitsproductie-eenheid is in staat een referentiewaarde van het werkzaam vermogen te ontvangen en te volgen op aangeven van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet. Hiervoor gelden de volgende voorwaarden:
|
||||
De elektriciteitsproductie-eenheid is in staat een referentiewaarde van het werkzaam vermogen te ontvangen en te volgen op aangeven van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet. Hiervoor gelden de volgende voorwaarden als bedoeld in artikel 15, tweede lid, onderdeel a, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG):
|
||||
|
||||
a. Het regelbereik ligt tussen het technisch minimum vermogen en het actuele maximum vermogen, tenzij anders overeengekomen is door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de aangeslotene.
|
||||
b. De tijdsperiode, waarbinnen de aangepaste referentiewaarde voor het werkzaam vermogen moet worden bereikt, wordt vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
|
@ -806,7 +798,7 @@ a. de frequentiedrempelwaarde is instelbaar tussen 49,5 en 49,8 Hz;
|
|||
b. de instelling van de frequentiedrempelwaarde is: 49,8 Hz;
|
||||
c. de statiek is instelbaar tussen 4 en 12%;
|
||||
d. de default instelling van de statiek is: 5%;
|
||||
e. in geval van een power park module is Pref, als bedoeld in figuur 4 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de LFSM-U is bereikt.
|
||||
e. in geval van een power park module is P_ref, als bedoeld in figuur 4 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de LFSM-U is bereikt.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -816,14 +808,14 @@ a. het bereik van het werkzaam vermogen in verhouding tot de maximumcapaciteit:
|
|||
b. de ongevoeligheid van de frequentierespons is: 10 mHz;
|
||||
c. de dode band van de frequentierespons is instelbaar tussen 0 en 500 mHz;
|
||||
d. de statiek is instelbaar tussen 4% en 12%;
|
||||
e. in geval van een power park module is Pref, als bedoeld in figuur 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de FSM is bereikt.
|
||||
e. in geval van een power park module is P_ref, als bedoeld in figuur 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) gelijk aan het feitelijk gegenereerde werkzame vermogen op het moment dat de drempelwaarde van de FSM is bereikt.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
De elektriciteitsproductie-eenheid is in staat de volledige frequentierespons te leveren, als bedoeld in artikel 15, tweede lid, onderdeel d, subonderdeel iii, en tabel 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), overeenkomstig de volgende parameters:
|
||||
|
||||
a. het bereik van het werkzaam vermogen in verhouding tot de maximumcapaciteit ligt tussen de 1,5% en 10%; de waarde van het bereik wordt per elektriciteitsproductie-eenheid vastgelegd in de overeenkomst voor de levering van de balanceringscapaciteit FCR voor het FCP;
|
||||
b. de maximaal toegestane tijd t2 voor elektriciteitsproductie-eenheden is: 30 seconden.
|
||||
b. de maximaal toegestane tijd t_2 voor elektriciteitsproductie-eenheden is: 30 seconden.
|
||||
|
||||
**5.** De elektriciteitsproductie-eenheid is in staat om, na activering van de FSM een volledige frequentierespons te leveren gedurende ten minste 15 minuten, als bedoeld in artikel 15, tweede lid, onderdeel d, subonderdeel v, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG).
|
||||
|
||||
|
|
@ -862,7 +854,7 @@ De responstijd voor de synchrone elektriciteitsproductie-eenheid om over te gaan
|
|||
|
||||
[gereserveerd]
|
||||
|
||||
### Paragraaf 7. Aansluitvoorwaarden voor elektriciteitsproductie-eenheden van het type D als bedoeld in artikel 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG)
|
||||
### Paragraaf 3.7. Aansluitvoorwaarden voor elektriciteitsproductie-eenheden van het type D als bedoeld in artikel 5 van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG)
|
||||
|
||||
### Artikel 3.27
|
||||
|
||||
|
|
@ -888,16 +880,16 @@ De parameters voor de fault-ride-through-capaciteit van de synchrone elektricite
|
|||
|
||||
a. de spanningsparameters:
|
||||
|
||||
1°. Uret is 0 pu;
|
||||
2°. Uclear is 0,25 pu;
|
||||
3°. Urec1 is 0,70 pu;
|
||||
4°. Urec2 is 0,85 pu;
|
||||
1°. U_ret is 0 pu;
|
||||
2°. U_clear is 0,25 pu;
|
||||
3°. U_rec1 is 0,70 pu;
|
||||
4°. U_rec2 is 0,85 pu;
|
||||
b. de tijdsparameters:
|
||||
|
||||
1°. t_clear is 0,25 s;
|
||||
2°. trec1 is 0,3 s;
|
||||
3°. trec2 is trec1;
|
||||
4°. trec3 is 1,5 s.
|
||||
2°. t_rec1 is 0,3 s;
|
||||
3°. t_rec2 is t_rec1;
|
||||
4°. t_rec3 is 1,5 s.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -905,16 +897,16 @@ De parameters voor de fault-ride-through-capaciteit van de power park module, al
|
|||
|
||||
a. de spanningsparameters:
|
||||
|
||||
1°. Uret is 0 pu;
|
||||
2°. Uclear is Uret;
|
||||
3°. Urec1 is Uclear;
|
||||
4°. Urec2 is 0,85 pu;
|
||||
1°. U_ret is 0 pu;
|
||||
2°. U_clear is U_ret;
|
||||
3°. U_rec1 is U_clear;
|
||||
4°. U_rec2 is 0,85 pu;
|
||||
b. de tijdsparameters:
|
||||
|
||||
1°. t_clear is 0,25 s;
|
||||
2°. trec1 is t_clear;
|
||||
3°. trec2 is trec1;
|
||||
4°. trec3 is 3,0 s.
|
||||
2°. t_rec1 is t_clear;
|
||||
3°. t_rec2 is t_rec1;
|
||||
4°. t_rec3 is 3,0 s.
|
||||
|
||||
**4.** Indien de elektriciteitsproductie-eenheid redelijkerwijs niet aan de parameter t_clear van de fault-ride-through curve kan voldoen, wordt in overleg tussen de aangeslotene en de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, rekening houdend met de kritische kortsluittijd, de waarde van t_clearvastgesteld en gespecificeerd. Deze waarde wordt opgenomen in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
||||
|
|
@ -922,7 +914,7 @@ b. de tijdsparameters:
|
|||
|
||||
**6.** De aangeslotene en de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bereiken overeenstemming over de instellingen van de synchronisatieapparatuur, als bedoeld in artikel 16, vierde lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG). De overeenstemming wordt vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
||||
**7.** De combinatie van spanningseisen als bedoeld in het eerste lid en de frequentie -eisen als bedoeld in artikel 3. 13, eerste lid, gelden bij een spanningsgradiënt van maximaal 0,05 pu/min en een frequentiegradiënt van maximaal 0, 5%/min.
|
||||
**7.** De combinatie van spanningseisen als bedoeld in het eerste lid en de frequentie-eisen als bedoeld in artikel 3.13, eerste lid, gelden bij een spanningsgradiënt van maximaal 0,05 pu/min en een frequentiegradiënt van maximaal 0,5%/min.
|
||||
|
||||
### Artikel 3.29
|
||||
|
||||
|
|
@ -1158,18 +1150,18 @@ e. driefasen-wisselstroom van hoge spanning met een nominale frequentie van 50 H
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale toestand met een spanningsniveau Un kleiner dan of gelijk aan 1 kV zijn als volgt gedefinieerd:
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale toestand met een spanningsniveau U_n kleiner dan of gelijk aan 1 kV zijn als volgt gedefinieerd:
|
||||
|
||||
a. De langzame spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. Un plus of min 10% voor 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende 1 week;
|
||||
2°. Un plus 10% of min 15% voor alle over 10 minuten gemiddelde waarden.
|
||||
1°. U_n plus of min 10% voor 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende 1 week;
|
||||
2°. U_n plus 10% of min 15% voor alle over 10 minuten gemiddelde waarden.
|
||||
b. De snelle spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. kleiner dan of gelijk aan 10% Un;
|
||||
2°. kleiner dan of gelijk aan 3% Un in situatie zonder uitval van productie, grote verbruikers of verbindingen;
|
||||
3°. PLT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. PLT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
1°. kleiner dan of gelijk aan 10% U_n;
|
||||
2°. kleiner dan of gelijk aan 3% U_n in situatie zonder uitval van productie, grote verbruikers of verbindingen;
|
||||
3°. P_LT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. P_LT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
c. De asymmetrie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. De inverse component van de spanning ligt tussen 0 en 2% van de normale component gedurende 95% van de 10 minuten meetperioden per week;
|
||||
|
|
@ -1183,18 +1175,18 @@ d. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting als vo
|
|||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale bedrijfstoestand met een spanningsniveau Uc groter dan 1 kV en kleiner dan 35 kV zijn als volgt gedefinieerd:
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale bedrijfstoestand met een spanningsniveau U_c groter dan 1 kV en kleiner dan 35 kV zijn als volgt gedefinieerd:
|
||||
|
||||
a. De langzame spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. Uc plus of min 10% voor 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende 1 week;
|
||||
2°. Uc plus 10% of min 15% voor alle over 10 minuten gemiddelde waarden.
|
||||
1°. U_c plus of min 10% voor 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende 1 week;
|
||||
2°. U_c plus 10% of min 15% voor alle over 10 minuten gemiddelde waarden.
|
||||
b. De snelle spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. ≤ 10% Uc;
|
||||
2°. ≤ 3% Uc in situatie zonder uitval van productie, grote afnemers of verbindingen;
|
||||
3°. PLT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. PLT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een beschouwingsperiode van een week.
|
||||
1°. ≤ 10% U_c;
|
||||
2°. ≤ 3% U_c in situatie zonder uitval van productie, grote verbruikers of verbindingen;
|
||||
3°. P_LT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. P_LT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een beschouwingsperiode van een week.
|
||||
c. De asymmetrie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. De inverse component van de spanning ligt tussen 0 en 2% van de normale component gedurende 95% van de 10 minuten meetperioden per week;
|
||||
|
|
@ -1208,25 +1200,25 @@ d. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting als vo
|
|||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale toestand met een spanningsniveau Uc groter dan of gelijk aan 35kV zijn als volg gedefinieerd:
|
||||
De voorwaarden ten aanzien van spanningskwaliteit voor aansluitingen op netten in de normale toestand met een spanningsniveau U_c groter dan of gelijk aan 35 kV zijn als volg gedefinieerd:
|
||||
|
||||
a. De langzame spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. Uc plus of min 10% voor 99,9% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
1°. U_c plus of min 10% voor 99,9% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
b. De snelle spanningsvariatie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. ≤ 10% Uc;
|
||||
2°. ≤ 3% Uc in situatie zonder uitval van productie, grote afnemers of verbindingen;
|
||||
3°. PLT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. PLT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
1°. ≤ 10% U_c;
|
||||
2°. ≤ 3% U_c in situatie zonder uitval van productie, grote verbruikers of verbindingen;
|
||||
3°. P_LT is kleiner dan of gelijk 1 gedurende 95% van de over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week;
|
||||
4°. P_LT is kleiner dan of gelijk 5 voor alle over 10 minuten voortschrijdende gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
c. De asymmetrie is op het overdrachtspunt van de aansluiting als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. De inverse component is kleiner dan of gelijk aan 1% van de normale component gedurende 99,9% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
d. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting op een net met spanningsniveau Uc is groter dan 35 kV en kleiner dan 220 kV als volgt begrensd:
|
||||
d. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting op een net met spanningsniveau U_c is groter dan 35 kV en kleiner dan 220 kV als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. THD is kleiner dan of gelijk aan 6% voor alle harmonische tot en met de 40e, gedurende 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
2°. THD is kleiner dan of gelijk aan 7% voor alle harmonische tot en met de 40e, gedurende 99,9% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
e. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting op een net met spanningsniveau Uc is groter dan of gelijk aan 220 kV als volgt begrensd:
|
||||
e. De harmonische vervorming is op het overdrachtspunt van de aansluiting op een net met spanningsniveau U_c is groter dan of gelijk aan 220 kV als volgt begrensd:
|
||||
|
||||
1°. THD is kleiner dan of gelijk aan 5% voor alle harmonische tot en met de 40e, gedurende 95% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
2°. THD is kleiner dan of gelijk aan 6% voor alle harmonische tot en met de 40e, gedurende 99,9% van de over 10 minuten gemiddelde waarden gedurende een week.
|
||||
|
|
@ -1250,7 +1242,7 @@ In aanvulling op het eerste tot en met het vierde lid geldt voor aangeslotenen o
|
|||
|
||||
**7.**
|
||||
|
||||
Bij de registratie van en de rapportage over de spanningsdips als bedoeld in het tweede lid, onderdeel e, en het derde lid, onderdeel f, maakt de netbeheerder bij de hinderlijke spanningsdip onderscheid naar de volgende oorzaken:
|
||||
Bij de registratie van en de rapportage over de spanningsdips als bedoeld in het zesde lid, maakt de netbeheerder bij de hinderlijke spanningsdip onderscheid naar de volgende oorzaken:
|
||||
|
||||
a. handeling van een netbeheerder;
|
||||
b. handeling van een aangeslotene;
|
||||
|
|
@ -1293,7 +1285,7 @@ f. overige en onbekende oorzaken.
|
|||
|
||||
**4.** Ten behoeve van het in artikel 7.5, tweede lid, bedoelde onderzoek naar spanningsdips zullen alle desbetreffende aangeslotenen meewerken met de netbeheerder om de oorsprong van de spanningsdips te achterhalen en, indien technisch mogelijk, zo nodig mogelijkheden bieden om meetapparatuur, spannings- en stroomopnemers voor het onderzoek naar de spanningsdips te plaatsen.
|
||||
|
||||
**5.** Op basis van de resultaten van het in artikel 7.5 bedoelde onderzoek zal de netbeheerder maatregelen voorstellen die nodig zijn om de in artikel 7.3, zesde lid, vermelde criteria te kunnen realiseren. Indien uit het in artikel 7.5, tweede lid, bedoelde onderzoek blijkt dat er sprake is geweest van spanningsdips afkomstig uit het net of uit een installatie van een aangeslotene, dan (zal)(zullen) de beheerder(s) van het desbetreffende net en/of de desbetreffende elektrische installatie(s) maatregelen treffen om deze spanningsdips te reduceren tot het niveau zoals aangegeven in artikel 7.3, tweede en derde lid, indien de maatregelen technisch, maatschappelijk en economisch verantwoord zijn.
|
||||
**5.** Op basis van de resultaten van het in artikel 7.5 bedoelde onderzoek zal de netbeheerder maatregelen voorstellen die nodig zijn om de in artikel 7.3, zesde lid, vermelde criteria te kunnen realiseren. Indien uit het in artikel 7.5, tweede lid, bedoelde onderzoek blijkt dat er sprake is geweest van spanningsdips afkomstig uit het net of uit een installatie van een aangeslotene, dan (zal)(zullen) de beheerder(s) van het desbetreffende net en/of de desbetreffende elektrische installatie(s) maatregelen treffen om deze spanningsdips te reduceren tot het niveau zoals aangegeven in artikel 7.3, zesde lid, indien de maatregelen technisch, maatschappelijk en economisch verantwoord zijn.
|
||||
|
||||
### Artikel 7.7
|
||||
|
||||
|
|
@ -1364,7 +1356,7 @@ b. correspondentie van een aangeslotene binnen tien werkdagen afhandelt. Indien
|
|||
c. bij het maken van afspraken met de aangeslotene tijdsblokken van twee uur hanteert;
|
||||
d. met de aangeslotene overeengekomen werkzaamheden uitvoert:
|
||||
|
||||
1°. binnen drie werkdagen wanneer de transportdienst aan andere aangeslotene niet hoeft te worden onderbroken en volgens de planning minder dan vier mens-uur zijn gemoeid;
|
||||
1°. binnen drie werkdagen wanneer de transportdienst aan andere aangeslotene niet hoeft te worden onderbroken en volgens de planning minder dan vier mensuur zijn gemoeid;
|
||||
2°. binnen tien werkdagen wanneer de transportdienst aan andere aangeslotenen dient te worden onderbroken;
|
||||
3°. binnen tien werkdagen wanneer volgens de planning meer dan vier mensuur zijn gemoeid;
|
||||
e. tenminste vijf werkdagen van tevoren schriftelijk of telefonisch een afspraak met de aangeslotene maakt, voor het uitvoeren van inpandige werkzaamheden op verzoek van de netbeheerder;
|
||||
|
|
@ -1434,7 +1426,7 @@ c. ingeval van een onderbreking van de transportdienst ten gevolge van een stori
|
|||
|
||||
De in het eerste lid genoemde verplichting geldt niet,
|
||||
|
||||
a. wanneer een onderbreking van de transportdienst het gevolg is van een automatische afschakeling van belasting als bedoeld in artikel 9.25, eerste lid, of een handmatige afschakeling van belasting op verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet als bedoeld in artikel 9.20, òf
|
||||
a. wanneer een onderbreking van de transportdienst het gevolg is van een automatische afschakeling van belasting als bedoeld in artikel 9.26, eerste lid, of een handmatige afschakeling van belasting op verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet als bedoeld in artikel 9.20, òf
|
||||
b. wanneer de netbeheerder kan aantonen dat deze netbeheerder als gevolg van een extreme situatie niet binnen de hersteltijden, als bedoeld in het eerste lid, een onderbreking kan herstellen. Met een extreme situatie wordt bedoeld een incident dat zo weinig voorkomt dat het oneconomisch zou zijn om daarmee rekening te houden in de reguleringssystematiek en dat bovendien niet beïnvloed kan worden door de netbeheerder. Een incident is een niet te voorziene gebeurtenis of situatie die redelijkerwijs buiten de controle van een netbeheerder ligt en niet te wijten is aan een fout van een netbeheerder. Hierbij kan gedacht worden aan aardbevingen, overstromingen, uitzonderlijke weersomstandigheden, terroristische aanslagen en oorlog, òf
|
||||
c. wanneer een onderbreking van de transportdienst het gevolg is van een storing in een net met een spanningsniveau van 220 kV of hoger.
|
||||
|
||||
|
|
@ -1516,7 +1508,7 @@ c. de benodigde systemen om de genoemde maatregelen effectief te kunnen uitvoere
|
|||
|
||||
### Artikel 9.5
|
||||
|
||||
**1.** Indien op een bepaald deelnet in een afgebakend en duidelijk gedefinieerd gebied het geheel van verzoeken om transport tot het beloop van het gecontracteerde en beschikbaar gestelde transportvermogen voorzienbaar in enige programmatijdseenheid niet volledig gehonoreerd kan worden, meldt de netbeheerder van het net waarvan dat deelnet onderdeel is, door middel van een vooraankondiging dat er sprake kan zijn van structurele congestie.
|
||||
**1.** Indien op een bepaald deelnet in een afgebakend en duidelijk gedefinieerd gebied het geheel van verzoeken om transport tot het beloop van het gecontracteerde en beschikbaar gestelde transportvermogen voorzienbaar in enige onbalansverrekeningsperiode niet volledig gehonoreerd kan worden, meldt de netbeheerder van het net waarvan dat deelnet onderdeel is, door middel van een vooraankondiging dat er sprake kan zijn van structurele congestie.
|
||||
|
||||
**2.** Indien de in het eerste lid bedoelde situatie zich voordoet op de deelnetten van gekoppelde netten die door verschillende netbeheerders worden beheerd, doen de netbeheerders van die netten gezamenlijk de vooraankondiging dat er sprake kan zijn van structurele congestie.
|
||||
|
||||
|
|
@ -1556,7 +1548,7 @@ Voor het desbetreffende gebied zullen dan ook geen aanvullende eisen van toepass
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Indien op basis van artikel 9.5, vijfde lid, genoemde onderzoek blijkt dat in het congestiegebied waarover een vooraankondiging is afgegeven congestiemanagement een oplossing biedt, zal de netbeheerder binnen één week na afronding van het onderzoek, of het bekend worden van elke andere reden, een melding doen aan de hierna in onderdeel a bedoelde aangeslotenen in het congestiegebied. De melding bevat in ieder geval de volgende gegevens:
|
||||
Indien op basis van het in artikel 9.5, vijfde lid, genoemde onderzoek blijkt dat in het congestiegebied waarover een vooraankondiging is afgegeven congestiemanagement een oplossing biedt, zal de netbeheerder binnen één week na afronding van het onderzoek, of het bekend worden van elke andere reden, een melding doen aan de hierna in onderdeel a bedoelde aangeslotenen in het congestiegebied. De melding bevat in ieder geval de volgende gegevens:
|
||||
|
||||
a. een aanduiding van het congestiegebied door middel van een lijst van EAN-codes van aansluitingen met een gecontracteerd en beschikbaar gesteld transportvermogen van 0,1 MW of hoger en een geografische beschrijving van het betrokken gebied met het desbetreffende deelnet of de desbetreffende deelnetten in dat gebied en;
|
||||
b. de ingangsdatum van de verwachte structurele congestie en;
|
||||
|
|
@ -1595,7 +1587,7 @@ c. de onderbouwing van de beëindiging van congestiemanagement.
|
|||
De regeling als bedoeld in artikel 9.7, tweede lid, en in de artikelen 9.10 en 9.11 is niet van toepassing op:
|
||||
|
||||
a. aangeslotenen met elektriciteitsproductie-eenheden die uitsluitend gebruik maken van één of meer niet-regelbare energiebronnen, of,
|
||||
b. aangeslotenen met elektriciteitsproductie-eenheden die die zijn geïntegreerd in een industrieel productieproces, met dien verstande dat het afgegeven vermogen niet kan worden gewijzigd zonder verstoring van het productieproces
|
||||
b. aangeslotenen met elektriciteitsproductie-eenheden die zijn geïntegreerd in een industrieel productieproces, met dien verstande dat het afgegeven vermogen niet kan worden gewijzigd zonder verstoring van het productieproces
|
||||
c. verbruikers met installaties waarbij het substantieel en ongepland wijzigen van het opgenomen vermogen direct van invloed is op het functioneren van openbare voorzieningen, zoals openbaar vervoer en aardgasproductie en -transport.
|
||||
|
||||
### Artikel 9.10
|
||||
|
|
@ -1604,7 +1596,7 @@ De aangeslotene kan de uitvoering van de regeling bedoeld in artikel 9.11 overdr
|
|||
|
||||
### Artikel 9.11
|
||||
|
||||
**1.** Mede op basis van de transportprognoses zoals genoemd in artikel 13.11, zevende en achtste lid, 13.12, zesde en zevende lid, 13.13, vijfde en zesde lid, 13.14, vijfde en zesde lid, 13.15, vijfde en zesde lid en 13.17, vijfde en zesde lid, bepaalt de netbeheerder dagelijks of de enkelvoudige storingsreserve tijdens de verwachte periode met fysieke congestie in het congestiegebied kan worden gehandhaafd voor elke onbalansverrekeningsperiode. De netbeheerder publiceert elke dag uiterlijk om 14:00 uur op de dag voor de dag van de verwachte structurele congestie voor welke onbalansverrekeningsperiodes congestiemanagement nodig is.
|
||||
**1.** Mede op basis van de transportprognoses zoals genoemd in artikel 13.11, achtste en negende lid, 13.12, zevende en achtste lid, 13.13, zesde en zevende lid, 13.14, zesde en zevende lid, 13.15, achtste en negende lid en 13.17, zevende en achtste lid, bepaalt de netbeheerder dagelijks of de enkelvoudige storingsreserve tijdens de verwachte periode met fysieke congestie in het congestiegebied kan worden gehandhaafd voor elke onbalansverrekeningsperiode. De netbeheerder publiceert elke dag uiterlijk om 14:00 uur op de dag voor de dag van de verwachte structurele congestie voor welke onbalansverrekeningsperiodes congestiemanagement nodig is.
|
||||
|
||||
**2.** Vanaf de dag voorafgaand aan de dag met verwachte fysieke congestie stellen de aangeslotenen als bedoeld in artikel 9.7, eerste en tweede lid, door middel van biedingen vermogen ter beschikking aan de netbeheerder dat de volgende dag meer of minder kan worden geproduceerd dan wel worden verbruikt. Deze biedingen worden uiterlijk 16:00 uur op de dag voor de dag van de verwachte structurele congestie bij de netbeheerder ingediend en bevatten de duur, omvang en prijs van het ter beschikking gestelde vermogen.
|
||||
|
||||
|
|
@ -1616,7 +1608,7 @@ De aangeslotene kan de uitvoering van de regeling bedoeld in artikel 9.11 overdr
|
|||
|
||||
**6.** Biedingen die niet zijn afgeroepen blijven afroepbaar tot de tijdseenheid waar de bieding betrekking op heeft. Biedingen die niet zijn afgeroepen kunnen tot 1 uur voor het moment waarop ze betrekking hebben worden gewijzigd.
|
||||
|
||||
**7.** Ter handhaving van de balans roept de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vervolgens per onbalansverrekeningsperiode een gelijke hoeveelheid vermogen af buiten het congestiegebied. Hij gebruikt daarvoor het vermogen dat hem overeenkomstig artikel 9.19, eerste lid, ter beschikking is gesteld.
|
||||
**7.** Ter handhaving van de balans roept de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vervolgens per onbalansverrekeningsperiode een gelijke hoeveelheid vermogen af buiten het congestiegebied. Hij gebruikt daarvoor het vermogen dat hem overeenkomstig artikel 9.19 ter beschikking is gesteld.
|
||||
|
||||
**8.** Indien de CG-aangeslotene als bedoeld in het vijfde lid afwijkt van zijn transportprognose op een wijze die opnieuw tot structurele congestie zou kunnen leiden dan wordt het verschil tussen de transportprognose van die CG-aangeslotene en de daadwerkelijk uitgewisselde energie op de desbetreffende aansluiting per onbalansverrekeningsperiode verrekend met de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet tegen een prijs per kWh, hierna te noemen de congestie-onbalansprijs.
|
||||
|
||||
|
|
@ -1628,11 +1620,11 @@ a. het invoeden van energie, dan betaalt de CG-aangeslotene een congestie-onbala
|
|||
b. het afnemen van energie, dan betaalt de CG-aangeslotene een congestie-onbalansprijs waarvan de hoogte gelijk is aan de voor de desbetreffende onbalansverrekeningsperiode landelijke onbalansprijs voor onbalans met het karakter afnemen dan wel de geldende day-ahead-clearingprijs indien deze hoger is. De CG-aangeslotene betaalt deze congestie-onbalansprijs aan de netbeheerder;
|
||||
c. het afnemen van energie en indien de fallback procedure is toegepast als bedoeld in artikel 12.16 of als bedoeld in artikel 44 van de Verordening (EU) 2015/1222 (GL CACM), dan betaalt de CG-aangeslotene een congestie-onbalansprijs waarvan de hoogte gelijk is aan de voor de desbetreffende onbalansverrekeningsperiode landelijke onbalansprijs voor onbalans met het karakter afnemen dan wel de geldende referentie biedzone prijs indien deze hoger is. De CG-aangeslotene betaalt deze congestie-onbalansprijs aan de netbeheerder.
|
||||
|
||||
**10.** De netbeheerder publiceert de dag nadat toepassing van congestiemanagement nodig was per onbalansverrekeningsperiode het totaal afgeroepen vermogen overeenkomstig het vijfde lid: een overzicht van de transporten van en naar het congestiegebied, het totaal van de ingediende transportprognoses, inclusief het deel daarvan dat tot overschrijding van de enkelvoudige storingsreserve leidt, en de gerealiseerde transporten, alsmede een overzicht van het ter beschikking gestelde vermogen als bedoeld in artikel 9.19, eerste lid, en 9.11, vierde lid, het aantal aangeslotenen dat een bieding heeft gedaan, de mate waarin artikel 9.7, tweede lid, is toegepast en de resulterende prijzen voor zowel het op- als het afregelen, op zijn website. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de hiervoor bedoelde informatie eveneens op zijn website.
|
||||
**10.** De netbeheerder publiceert de dag nadat toepassing van congestiemanagement nodig was per onbalansverrekeningsperiode het totaal afgeroepen vermogen overeenkomstig het vijfde lid: een overzicht van de transporten van en naar het congestiegebied, het totaal van de ingediende transportprognoses, inclusief het deel daarvan dat tot overschrijding van de enkelvoudige storingsreserve leidt, en de gerealiseerde transporten, alsmede een overzicht van het ter beschikking gestelde vermogen als bedoeld in artikel 9.19 en 9.11, vierde lid, het aantal aangeslotenen dat een bieding heeft gedaan, de mate waarin artikel 9.7, tweede lid, is toegepast en de resulterende prijzen voor zowel het op- als het afregelen, op zijn website. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de hiervoor bedoelde informatie eveneens op zijn website.
|
||||
|
||||
**11.** De netbeheerder verzorgt de administratieve afhandeling met zijn aangeslotenen in het congestiegebied, waaronder begrepen de financiële afrekening van met de desbetreffende aangeslotenen op basis van de biedingen zoals genoemd in het tweede lid en de verrekening als bedoeld in het achtste lid. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verzorgt de betaling van de afgeroepen hoeveelheden vermogen ten behoeve van de opregelactie buiten het congestiegebied die in het kader van congestiemanagement zijn ingezet. De netbeheerders dragen onderling zorg voor een correcte financiële afwikkeling tussen de netbeheerders.
|
||||
|
||||
**12.** De betrokken netbeheerders kunnen de grens zoals opgenomen in artikel 13.11, achtste lid, met betrekking tot de indiening van transportprognoses aanpassen in het congestiegebied. De betrokken netbeheerders dienen aanpassing van voornoemde grens te onderbouwen.
|
||||
**12.** De betrokken netbeheerders kunnen de grens zoals opgenomen in artikel 13.11, negende lid, 13.12, achtste lid, 13.13, zevende lid en 13.14, zevende lid, met betrekking tot de indiening van transportprognoses aanpassen in het congestiegebied. De betrokken netbeheerders dienen aanpassing van voornoemde grens te onderbouwen.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 9.3. Voorwaarden met betrekking tot de netontwerp- en bedrijfsvoeringscriteria
|
||||
|
||||
|
|
@ -1659,7 +1651,7 @@ b. Bij het voor onderhoud niet beschikbaar zijn van een willekeurig circuit, dan
|
|||
|
||||
**5.** Bij het voorbereiden en realiseren van investeringen informeren netbeheerders elkaar en werken zij samen, teneinde de netten doelmatig en betrouwbaar met elkaar te verbinden.
|
||||
|
||||
**6.** Netbeheerders van netten aangesloten op netten die beheerd worden door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet informeren de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet omtrent de inhoud van hun het door hen opgestelde investeringsplan, als bedoeld in artikel 21 van de Elektriciteitswet 1998.
|
||||
**6.** Netbeheerders van netten aangesloten op netten die beheerd worden door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet informeren de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet omtrent de inhoud van het door hen opgestelde investeringsplan, als bedoeld in artikel 21 van de Elektriciteitswet 1998.
|
||||
|
||||
### Artikel 9.13
|
||||
|
||||
|
|
@ -1691,7 +1683,7 @@ d. de tijd waarin na een enkelvoudige storing weer aan de hierboven genoemde cri
|
|||
|
||||
**1.** De regionale netbeheerder bepaalt de instelling van de helling en de referentiewaarde van de automatische spanningsregeling van de elektriciteitsproductie-eenheid.
|
||||
|
||||
**2.** Indien een elektriciteitsproductie-eenheid niet bijdraagt aan de blindvermogenshuishouding in de normale toestand moet, de referentiewaarde 15 minuten na constatering van een afwijking naar een uitwisseling van 0 Mvar worden teruggebracht, tenzij anders is overeengekomen.
|
||||
**2.** Indien een elektriciteitsproductie-eenheid niet bijdraagt aan de blindvermogenshuishouding in de normale toestand moet, de referentiewaarde binnen 15 minuten na constatering van een afwijking naar een uitwisseling van 0 Mvar worden teruggebracht, tenzij anders is overeengekomen.
|
||||
|
||||
### Artikel 9.15
|
||||
|
||||
|
|
@ -1706,7 +1698,7 @@ b. bij import of export van werkzaam vermogen van meer dan 25% van de importcapa
|
|||
|
||||
**3.** Op grond van het tweede lid komt het blindvermogensbereik overeen met het groene gebied in onderstaand P/Q-diagram.
|
||||
|
||||
**4.** Bij import of export van werkzaam vermogen van niet meer dan 25% van de maximale importcapaciteit is het toegestaan dat regionale netten maximaal 10% van de grootste waarde van de maximale import- en exportcapaciteit exporteren naar het bovenliggende net indien dit geen aantoonbare knelpunten veroorzaak in een van beide netten; in geval van aantoonbare hinder treden beide netbeheerders met elkaar in overleg en stellen een gezamenlijke analyse op met als doel maatregelen vast te stellen waarmee voldaan kan worden aan het gespecificeerde blindvermogensbereik.
|
||||
**4.** Bij import of export van werkzaam vermogen van niet meer dan 25% van de maximale importcapaciteit is het toegestaan dat regionale netten maximaal 10% van de grootste waarde van de maximale import- en exportcapaciteit exporteren naar het bovenliggende net indien dit geen aantoonbare knelpunten veroorzaakt in een van beide netten; in geval van aantoonbare hinder treden beide netbeheerders met elkaar in overleg en stellen een gezamenlijke analyse op met als doel maatregelen vast te stellen waarmee voldaan kan worden aan het gespecificeerde blindvermogensbereik.
|
||||
|
||||
**5.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -1755,7 +1747,7 @@ d. Indien door toepassing van de in onderdeel b of c bedoelde maatregelen de kne
|
|||
|
||||
**2.** Indien een afwijking van een bindende planning als bedoeld in artikel 9.17 tot extra kosten leidt, zullen deze kosten gedragen worden door de veroorzakende partij, waarbij de andere partij al het mogelijke zal doen om de extra kosten te beperken.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 9.7. Voorwaarden met betrekking tot de belastingfrequentieregeling en reserves
|
||||
### Paragraaf 9.7. Voorwaarden met betrekking tot de belasting-frequentieregeling en reserves
|
||||
|
||||
### Artikel 9.19
|
||||
|
||||
|
|
@ -1772,7 +1764,7 @@ b. het indienen van biedingen die de netbeheerder van het landelijk hoogspanning
|
|||
|
||||
Indien nodig, neemt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vervolgens maatregelen volgens onderstaande volgorde:
|
||||
|
||||
a. hij activeert de hem ter beschikking staande middelen, waaronder het in artikel 9.19, eerste lid, bedoelde vermogen.
|
||||
a. hij activeert de hem ter beschikking staande middelen, waaronder het in artikel 9.19 bedoelde vermogen.
|
||||
b. 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 overeenkomstig de in hoofdstuk 12 vermelde procedure bij onvoorziene fysieke congestie. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet stelt onverwijld de andere netbeheerders en de BRP’s op de hoogte van de ontstane situatie en de genomen of te nemen maatregelen.
|
||||
c. indien de in onderdeel a genoemde maatregelen niet tot herstel van de balans leiden en de systeemtoestand afwijkt van de normaaltoestand, draagt hij beheerders van hem nog niet ter beschikking gesteld vermogen van elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit 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 artikel 9.21. De andere netbeheerders en de BRP’s worden door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet onverwijld bericht dat deze situatie is ontstaan.
|
||||
d. indien de in onderdeel 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 artikel 9.22.
|
||||
|
|
@ -1805,8 +1797,6 @@ d. indien de in onderdeel a tot en met c genoemde maatregelen niet tot herstel v
|
|||
|
||||
### Artikel 9.23
|
||||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet contracteert de initiële FCR-verplichting. Hij doet dit overeenkomstig 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:
|
||||
|
||||
a. 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. Tevens zal verdere relevante informatie tijdig via deze webpagina beschikbaar worden gemaakt, waaronder maar niet beperkt tot tijdschema’s.
|
||||
|
|
@ -1880,8 +1870,8 @@ d. doet de regressieanalyse een verklaring van de historische onbalansen van het
|
|||
|
||||
Bij de in het tweede lid, onderdeel d, bedoelde toepassing van het voorspellingsmodel:
|
||||
|
||||
a. vertaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het in het vijfde lid toegepaste regressiemodel naar een voorspellingsmodel door te bepalen met welke factor de onafhankelijke variabelen verwacht worden te veranderen in de komende dimensioneringsperiode ten opzichte van de in het eerste lid, onderdeel b, bedoelde periode.
|
||||
b. wordt de in onderdeel a bedoelde factor bepaald uit dezelfde bron als genoemd in het vierde lid, onderdeel b en wordt aangeduid met k_i voor i = 1...n.
|
||||
a. vertaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het in het vijfde lid toegepaste regressiemodel naar een voorspellingsmodel door te bepalen met welke factor de onafhankelijke variabelen verwacht worden te veranderen in de komende dimensioneringsperiode ten opzichte van de in het eerste lid, onderdeel b, bedoelde periode;
|
||||
b. wordt de in onderdeel a bedoelde factor bepaald uit dezelfde bron als genoemd in het vierde lid, onderdeel b, en wordt aangeduid met k_i voor i = 1...n;
|
||||
c. worden de onbalansen van het LFC-blok voor de komende dimensioneringsperiode Y_F voorspeld in het volgende voorspellingsmodel:
|
||||
|
||||
**7.**
|
||||
|
|
@ -1890,7 +1880,7 @@ Bij de in het tweede lid, onderdeel e, bedoelde toepassing van de convolutie met
|
|||
|
||||
a. bepaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de ruis R als het verschil van de vijfminutengemiddelde waardes van de onbalansen van het LFC-blok uit de in het eerste lid, onderdeel b, bedoelde periode met het vijftienminutengemiddelde waardes van de onbalansen van een LFC-blok van dezelfde periode;
|
||||
b. bepaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de kansdichtheidsfunctie f_R(o) van de ruis R, waarbij o de onbalans van het LFC-blok representeert binnen de kansdichtheidsfunctie;
|
||||
c. convolueert de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de in onderdeel b bedoelde kansdichtheidsfunctie f_R(o) met de kansdichtheidsfunctie f_YF(o) van de in het zesde lid, onderdeel c bedoelde onbalansen van het LFC-blok voor de komende dimensioneringsperiode Y_F;
|
||||
c. convolueert de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de in onderdeel b bedoelde kansdichtheidsfunctie f_R(o) met de kansdichtheidsfunctie f_YF(o) van de in het zesde lid, onderdeel c, bedoelde onbalansen van het LFC-blok voor de komende dimensioneringsperiode Y_F;
|
||||
d. het resultaat van de in onderdeel c bedoelde convolutie is de voorspelling van de kansdichtheidsfunctie van de onbalansen van het LFC-blok op vijfminutenbasis f_YF,5m(o):
|
||||
|
||||
**8.**
|
||||
|
|
@ -1911,7 +1901,7 @@ a. in de vorm van automatische FRR (aFRR) tenminste een hoeveelheid die er toe l
|
|||
2°. de negatieve aFRR groter is dan het 99,5^e percentiel van het verschil van het één-minuut-gemiddelde en het vijftien-minuten-gemiddelde van de actuele zonale regelfout van Nederland gesommeerd met de reeds uitgevoerde onbalanscorrecties in de vorm van geactiveerde FRR en de onbalansnettingvermogensuitwisseling;
|
||||
b. in de vorm van handmatige FRR (mFRR): de resterende verwachte benodigde hoeveelheid.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 9.8. Voorwaarden met betrekking tot de nood- en hertsteltoestand
|
||||
### Paragraaf 9.8. Voorwaarden met betrekking tot de nood- en hersteltoestand
|
||||
|
||||
### Artikel 9.26
|
||||
|
||||
|
|
@ -1955,10 +1945,7 @@ De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bevordert dat een enkelvoudig
|
|||
|
||||
### Artikel 9.29
|
||||
|
||||
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:
|
||||
|
||||
a. *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*, van 15 juli 2018, zoals opgenomen in bijlage 5;
|
||||
b. *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*, van 12 februari 2018, zoals opgenomen in bijlage 6.
|
||||
Vervallen
|
||||
|
||||
## Hoofdstuk 10. Balanceringsvoorwaarden
|
||||
|
||||
|
|
@ -1978,7 +1965,7 @@ e. *prikkelcomponent:* een bedrag per kWh als omschreven in artikel 10.31;
|
|||
f. *regeltoestand:* een parameter waarmee de gevraagde regelactie aan leveranciers van regelvermogen en het verloop daarvan gedurende een onbalansverrekeningsperiode wordt geïdentificeerd. Deze parameter wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet vastgesteld volgens artikel 10.29;
|
||||
g. *balans-delta:* de door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te publiceren som van de door de frequentieregeling gevraagde reactie aan leveranciers van regelvermogen;
|
||||
h. *middenprijs:* het gemiddelde van de prijs per kWh, bepaald per onbalansverrekeningsperiode, van de laagste bieding voor opregelen aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de prijs per kWh, bepaald per onbalansverrekeningsperiode, van de hoogste bieding voor afregelen aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
i. *prijs voor ingezet noodvermogen:* de prijs die tot stand komt door middel van twee berekeningsmethodes, één voor opregelen en één voor afregelen. Deze prijs wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bepaald volgens artikel 10.39 achtste en negende lid;
|
||||
i. *prijs voor ingezet noodvermogen:* de prijs die tot stand komt door middel van twee berekeningsmethodes, één voor opregelen en één voor afregelen. Deze prijs wordt door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet bepaald volgens artikel 10.39 achtste en negende lid.
|
||||
|
||||
**2.** Het in Verordening (EU) 2017/2195 (GL EB) en in dit hoofdstuk gebruikte begrip balanceringsverantwoordelijkheid omvat dezelfde verantwoordelijkheid als bedoeld met het in artikel 1, eerste lid, onderdeel o, van de Elektriciteitswet 1998 gedefinieerde begrip programmaverantwoordelijkheid.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2015,7 +2002,7 @@ d. transactiepartij te zijn in energieprogramma’s.
|
|||
|
||||
### Artikel 10.4
|
||||
|
||||
**1.** Tot het uitoefenen van balanceringsverantwoordelijkheid voor een aansluiting laat een netbeheerder slechts natuurlijke en rechtspersonen toe aan wie de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op overeenkomstig artikel 10.2 een erkenning als BRP heeft verleend.
|
||||
**1.** Tot het uitoefenen van balanceringsverantwoordelijkheid voor een aansluiting laat een netbeheerder slechts natuurlijke personen, rechtspersonen en vennootschappen toe aan wie de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op overeenkomstig artikel 10.2 een erkenning als BRP heeft verleend.
|
||||
|
||||
**2.** Een aangeslotene die de balanceringsverantwoordelijkheid voor zijn aansluiting niet zelf uitoefent, draagt die balanceringsverantwoordelijkheid over aan een BRP.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2053,7 +2040,7 @@ d. transactiepartij te zijn in energieprogramma’s.
|
|||
|
||||
**2.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet beslist binnen dertig dagen na ontvangst van het aanvraagformulier of de aanvrager voor erkenning als BRP in aanmerking kan worden gebracht.
|
||||
|
||||
**3.** Indien bij de aanvraag niet alle benodigde gegevens zijn verstrekt, wordt de in het zesde lid genoemde termijn opgeschort totdat is voldaan aan het verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet om verstrekking van de ontbrekende gegevens.
|
||||
**3.** Indien bij de aanvraag niet alle benodigde gegevens zijn verstrekt, wordt de in het tweede lid genoemde termijn opgeschort totdat is voldaan aan het verzoek van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet om verstrekking van de ontbrekende gegevens.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -2072,7 +2059,7 @@ b. de aanvrager financiële zekerheid heeft gesteld overeenkomstig het bepaalde
|
|||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
De omvang van de door een BRP te stellen financiële zekerheid wordt afgeleid van
|
||||
De omvang van de door een BRP te stellen financiële zekerheid wordt afgeleid van:
|
||||
|
||||
a. het hoogste netto-transactievolume in MWh van die BRP met enige andere BRP voor alle uren gedurende één etmaal, en;
|
||||
b. de totale transportcapaciteit van de aansluitingen van grootverbruikers, waarvoor hij balanceringsverantwoordelijkheid draagt.
|
||||
|
|
@ -2139,7 +2126,7 @@ b. indien geldt (2 x A) < B, bedraagt het bedrag van de te stellen financiële z
|
|||
|
||||
### Artikel 10.12
|
||||
|
||||
**1.** Een BRP dient dagelijks vóór 14:00 uur bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een energieprogramma in.
|
||||
Een BRP dient dagelijks vóór 14:00 uur bij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een energieprogramma in.
|
||||
|
||||
### Artikel 10.13
|
||||
|
||||
|
|
@ -2176,7 +2163,7 @@ b. dat hetgeen in het extern commercieel handelsprogramma per onbalansverrekenin
|
|||
|
||||
In de volgende gevallen leidt een door een BRP 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 extern commercieel handelsprogramma, tot goedkeuring daarvan door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet:
|
||||
|
||||
a. indien de wijziging een transactie met een andere BRP betreft: hetgeen in de ingediende wijziging per onbalansverrekeningsperiode omtrent een energietransactie is vermeld, strookt met hetgeen omtrent diezelfde transactie is vermeld in een door enige andere erkende BRP ingediende wijziging op een goedgekeurd energieprogramma;
|
||||
a. indien de wijziging een transactie met een andere BRP betreft: hetgeen in de ingediende wijziging per onbalansverrekeningsperiode omtrent een energietransactie is vermeld, strookt met hetgeen omtrent diezelfde transactie is vermeld in een door enige andere BRP ingediende wijziging op een goedgekeurd energieprogramma;
|
||||
b. indien de wijziging de in het goedgekeurde energieprogramma opgenomen extern commercieel handelsprogramma betreft: de betreffende netbeheerder van het in het buitenland gelegen deel van de desbetreffende landsgrensoverschrijdende verbinding, bevestigt de wijziging.
|
||||
|
||||
**7.** 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.
|
||||
|
|
@ -2201,7 +2188,7 @@ d. Voor aansluitingen waar een afwijking is geconstateerd:
|
|||
e. Het aantal gebeurtenissen, dat een meetverantwoordelijke aan de aangeslotene, netbeheerder, BRP of leverancier kenbaar heeft gemaakt, overeenkomstig artikel 6.2.2.15 van de Informatiecode elektriciteit en gas;
|
||||
f. Het aantal gebeurtenissen, dat een meetverantwoordelijke aan de aangeslotene, netbeheerder, BRP of leverancier kenbaar heeft gemaakt, overeenkomstig artikel 6.2.2.16 van de Informatiecode elektriciteit en gas.
|
||||
|
||||
**2.** De beheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert maandelijks de gecumuleerde landelijke gegevens zoals deze op basis van het eerste lid gerapporteerd zijn.
|
||||
**2.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert maandelijks de gecumuleerde landelijke gegevens zoals deze op basis van het eerste lid gerapporteerd zijn.
|
||||
|
||||
**3.** Voor de in het eerste lid beschreven rapportage gebruikt de meetverantwoordelijke het format dat door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, na overleg met de meetverantwoordelijke, is verstrekt.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2364,17 +2351,17 @@ c. het meer of minder leveren volgens een transactie tussen de BRP en een andere
|
|||
|
||||
De BRP controleert de meetgegevens die hij op grond van artikel 10.18, vierde lid, en 10.19, vierde lid, van de netbeheerders ontvangen heeft voor de hem aangaande aansluitingen tenminste op de volgende criteria:
|
||||
|
||||
a. De netbeheerder heeft de volumes toegerekend overeenkomstig de gegevens in zijn aansluitingenregister;
|
||||
b. De door de netbeheerder aangeleverde meetgegevens zijn in lijn met de verwachtingen van de BRP.
|
||||
a. de netbeheerder heeft de volumes toegerekend overeenkomstig de gegevens in zijn aansluitingenregister;
|
||||
b. de door de netbeheerder aangeleverde meetgegevens zijn in lijn met de verwachtingen van de BRP.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
Indien uit de controle in het tweede lid van de meetgegevens die de BRP op grond van artikel 10.19, vierde lid, van de netbeheerder heeft ontvangen, voor één of meer meetwaarden blijkt dat deze niet voldoet, dient de BRP een herzieningsverzoek in bij de desbetreffende netbeheerder. Daarbij wordt aangegeven om welk van de volgende redenen de meetwaarde is afgekeurd.
|
||||
|
||||
a. De meetgegevens worden betwist;
|
||||
b. De meetgegevens werden verwacht, maar zijn niet ontvangen;
|
||||
c. De meetwaarden zijn over een te lange periode (meer dan vijf dagen) geschat;
|
||||
d. De meetwaarden zijn ontvangen maar werden niet verwacht.
|
||||
a. de meetgegevens worden betwist;
|
||||
b. de meetgegevens werden verwacht, maar zijn niet ontvangen;
|
||||
c. de meetwaarden zijn over een te lange periode (meer dan vijf dagen) geschat;
|
||||
d. de meetwaarden zijn ontvangen maar werden niet verwacht.
|
||||
|
||||
**4.** In het geval onderdeel a van het derde lid van toepassing is, doet de BRP zelf een voorstel voor de te gebruiken meetgegevens.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2384,32 +2371,32 @@ d. De meetwaarden zijn ontvangen maar werden niet verwacht.
|
|||
|
||||
**1.** 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.
|
||||
|
||||
**2.** 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 2 aan de desbetreffende programmaverantwoordelijke en deze totalen van alle betrokken BRP's aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
|
||||
**2.** De netbeheerders, niet zijnde de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, zenden uiterlijk de laatste werkdag van maand M+4 het aan een BRP toe te rekenen totale reconciliatievolume voor de reconciliatieperiode zoals bedoeld in bijlage 2 aan de desbetreffende BRP en deze totalen van alle betrokken BRP's aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
Uiterlijk op de tiende werkdag van maand M+5 ontvangt de BRP van de netbeheerders, niet zijnde de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, ter specificatie van de volgens het vierde lid te ontvangen gegevens de volgende gegevens per gereconcilieerde aansluiting en per kalendermaand:
|
||||
|
||||
a. De kalendermaand waarin de reconciliatierun heeft plaatsgevonden
|
||||
b. De kalendermaand waarover het gereconcilieerde volume is vastgesteld
|
||||
c. De EAN-code van de aansluiting
|
||||
d. De bedrijfs EAN-code van de BRP
|
||||
e. De bedrijfs EAN-code van de leverancier
|
||||
f. De EAN-code van het netgebied waartoe de aansluiting behoort
|
||||
g. Het standaardjaarverbruik voor normaaluren
|
||||
h. Het standaardjaarverbruik voor laaguren
|
||||
i. Het op basis van artikel 10.20, tweede lid, toegerekende volume tijdens normaaluren
|
||||
j. Het op basis van artikel 10.20, tweede lid, toegerekende volume tijdens laaguren
|
||||
k. Het op basis van meterstanden berekende volume tijdens normaaluren
|
||||
l. Het op basis van meterstanden berekende volume tijdens laaguren
|
||||
a. de kalendermaand waarin de de reconciliatierun heeft plaatsgevonden;
|
||||
b. de kalendermaand waarover het het gereconcilieerde volume is vastgesteld;
|
||||
c. de EAN-code van de aansluiting;
|
||||
d. de bedrijfs EAN-code van de BRP;
|
||||
e. de bedrijfs EAN-code van de leverancier;
|
||||
f. de EAN-code van het netgebied waartoe de de aansluiting behoort;
|
||||
g. het standaardjaarverbruik voor normaaluren;
|
||||
h. het standaardjaarverbruik voor laaguren;
|
||||
i. het op basis van artikel 10.20, tweede lid, toegerekende volume tijdens normaaluren;
|
||||
j. het op basis van artikel 10.20, tweede lid, toegerekende volume tijdens laaguren;
|
||||
k. het op basis van meterstanden berekende volume tijdens normaaluren;
|
||||
l. het op basis van meterstanden berekende volume tijdens laaguren.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
Uiterlijk op de tiende werkdag van maand M+5 ontvangt de BRP van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de volgende gegevens:
|
||||
|
||||
a. Het totaal van de in het tweede lid bedoelde verzamelde gegevens;
|
||||
b. De reconciliatieprijs, zijnde de gewogen gemiddelde day-ahead-clearingprijs voor de normaaluren en de laaguren periode. De wijze waarop deze prijs wordt bepaald is vermeld in bijlage 3;
|
||||
c. Het totaal nog te betalen of te ontvangen bedrag.
|
||||
a. het totaal van de in het tweede lid bedoelde verzamelde gegevens;
|
||||
b. de reconciliatieprijs, zijnde de gewogen gemiddelde day-ahead-clearingprijs voor de normaaluren en de laaguren periode. De wijze waarop deze prijs wordt bepaald is vermeld in bijlage 3;
|
||||
c. het totaal nog te betalen of te ontvangen bedrag.
|
||||
|
||||
**5.** De BRP's die per saldo moeten betalen, dragen er zorg voor dat de te betalen bedragen op de eerste dinsdag na de in het vierde lid 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 BRP's 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.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2441,12 +2428,12 @@ De regeltoestand gedurende een onbalansverrekeningsperiode wordt door de netbehe
|
|||
|
||||
Indien de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet gedurende een onbalansverrekeningsperiode
|
||||
|
||||
a. opregelt noch afregelt bedraagt de regeltoestand 0,
|
||||
b. uitsluitend heeft opgeregeld bedraagt de regeltoestand +1,
|
||||
c. uitsluitend heeft afgeregeld bedraagt de regeltoestand –1,
|
||||
d. zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet dalende reeks bedraagt de regeltoestand +1,
|
||||
e. zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet stijgende reeks bedraagt de regeltoestand –1,
|
||||
f. 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,
|
||||
a. opregelt noch afregelt bedraagt de regeltoestand 0;
|
||||
b. uitsluitend heeft opgeregeld bedraagt de regeltoestand +1;
|
||||
c. uitsluitend heeft afgeregeld bedraagt de regeltoestand –1;
|
||||
d. zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet dalende reeks bedraagt de regeltoestand +1;
|
||||
e. zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt uitsluitend een continue niet stijgende reeks bedraagt de regeltoestand –1;
|
||||
f. 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;
|
||||
g. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 10.30
|
||||
|
|
@ -2457,31 +2444,31 @@ g. zowel heeft opgeregeld als afgeregeld en de balans-delta vormt zowel een cont
|
|||
|
||||
De in het eerste lid bedoelde onbalansprijs bedraagt in een onbalansverrekeningsperiode waarin de regeltoestand –1 is:
|
||||
|
||||
a. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor afregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
a. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor afregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
De in het eerste lid bedoelde onbalansprijs bedraagt in een onbalansverrekeningsperiode waarin de regeltoestand +1 is:
|
||||
|
||||
a. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor opregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
a. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP gelijk aan de prijs voor opregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
De in het eerste lid bedoelde onbalansprijs bedraagt in een onbalansverrekeningsperiode waarin de regeltoestand 2 is:
|
||||
|
||||
a. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP;
|
||||
c. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
d. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
a. indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP;
|
||||
c. indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de prijs voor opregelen vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
d. indien de in artikel 10.25, eerste lid, 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 BRP gelijk aan de prijs voor afregelen verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
|
||||
**5.**
|
||||
|
||||
De in het eerste lid bedoelde onbalansprijs voor een BRP bedraagt in een onbalansverrekeningsperiode waarin de regeltoestand 0 is:
|
||||
|
||||
a. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
a. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van afnemen van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP de middenprijs vermeerderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de BRP aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet;
|
||||
b. indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft van invoeden van elektrische energie wordt de onbalansprijs voor de desbetreffende BRP de middenprijs verminderd met de prikkelcomponent. In dit geval betaalt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan de BRP.
|
||||
|
||||
### Artikel 10.31
|
||||
|
||||
|
|
@ -2491,8 +2478,8 @@ b. Indien de in artikel 10.25, eerste lid, genoemde afwijking het karakter heeft
|
|||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet past de hoogte van de prikkelcomponent iedere woensdag om 00:00 uur aan op de volgende wijze:
|
||||
|
||||
a. indien het prestatieniveau van de referentieperiode, zijnde 1 juli 1999 tot en met 31 december 2000, behaald is in de voorgaande week, lopend van 00:00 uur op maandag tot 23:59 uur op zondag, stelt hij de prikkelcomponent gelijk aan € 0 per MWh;
|
||||
b. indien het prestatieniveau van de referentieperiode niet behaald is in de voorgaande week, lopend van 00:00 uur op maandag tot 23:59 uur op zondag, verhoogt hij de prikkelcomponent met € 1,– per MWh indien de prikkelcomponent in de voorgaande week gelijk was aan € 0 per MWh, en met € 2 per MWh indien de prikkelcomponent in de voorgaande week groter was dan € 0 per MWh.
|
||||
a. indien het prestatieniveau van de referentieperiode, zijnde 1 juli 1999 tot en met 31 december 2000, behaald is in de voorgaande week, lopend van 00:00 uur op maandag tot 23:59 uur op zondag, stelt hij de prikkelcomponent gelijk aan € 0,– per MWh;
|
||||
b. indien het prestatieniveau van de referentieperiode niet behaald is in de voorgaande week, lopend van 00:00 uur op maandag tot 23:59 uur op zondag, verhoogt hij de prikkelcomponent met € 1,– per MWh indien de prikkelcomponent in de voorgaande week gelijk was aan € 0,– per MWh, en met € 2,– per MWh indien de prikkelcomponent in de voorgaande week groter was dan € 0,– per MWh.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -2508,7 +2495,7 @@ b. de gemiddelde niet-beoogde energie-uitwisseling over 5 minuten per week, omge
|
|||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet verrekent, via zijn transportafhankelijk verbruikerstarief als bedoeld in paragraaf 3.2 van de Tarievencode elektriciteit, in het jaar volgend op het jaar van verrekening van het in een kalenderjaar voor de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet resulterende saldo van de verrekeningen van:
|
||||
|
||||
a. onbalans met BRP's;
|
||||
b. de kosten met BSPs voor de geactiveerde middelen als bedoeld in artikel 9.20, eerste lid, onderdeel a, met uitzondering van de kosten voor regel-, reserve- en noodvermogen als bedoeld in artikel 3.2.2a onderdeel a van de Tarievencode elektriciteit;
|
||||
b. de kosten met BSPs voor de geactiveerde middelen als bedoeld in artikel 9.20, eerste lid, onderdeel a, met uitzondering van de kosten voor regel-, reserve- en noodvermogen als bedoeld in artikel 3.2.2a, onderdeel a, van de Tarievencode elektriciteit;
|
||||
c. het onbalansnettingproces.
|
||||
|
||||
**6.**
|
||||
|
|
@ -2525,7 +2512,7 @@ c. (gedeeltelijke) onderbreking van de transportdienst.
|
|||
|
||||
De in het zesde lid bedoelde compensatie wordt verstrekt door de netbeheerder:
|
||||
|
||||
a. die voor de afschakeling verantwoordelijk is
|
||||
a. die voor de afschakeling verantwoordelijk is;
|
||||
b. die een wijziging van de afname of invoeding heeft verzocht; of
|
||||
c. in wiens net de onderbreking plaatsvindt.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2535,7 +2522,7 @@ c. in wiens net de onderbreking plaatsvindt.
|
|||
|
||||
### Artikel 10.32
|
||||
|
||||
**1.** Een BRP is aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een onmiddellijk opeisbare boete van € 1.000,– verschuldigd voor iedere keer dat zij haar energieprogramma niet vóór de daarvoor in de artikel 10.11, eerste lid en artikel 10.12 bepaalde tijdstippen via het in paragraaf 13.5 bedoelde centrale communicatiesysteem heeft ingediend, te verhogen met € 200,– voor ieder vol uur na die tijdstippen waarin indiening van het energieprogramma uitblijft.
|
||||
**1.** Een BRP is aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een onmiddellijk opeisbare boete van € 1.000,– verschuldigd voor iedere keer dat zij haar energieprogramma niet vóór de daarvoor in artikel 10.11, eerste lid en artikel 10.12 bepaalde tijdstippen via het in paragraaf 13.5 bedoelde centrale communicatiesysteem heeft ingediend, te verhogen met € 200,– voor ieder vol uur na die tijdstippen waarin indiening van het energieprogramma uitblijft.
|
||||
|
||||
**2.** Een BRP is aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet een onmiddellijk opeisbare boete van € 1.000,– verschuldigd voor iedere keer dat zij een energieprogramma indient dat niet voldoet aan de eis van consistentie als bedoeld in artikel 10.14, eerste lid, onderdeel a.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2568,7 +2555,7 @@ c. in wiens net de onderbreking plaatsvindt.
|
|||
In de navolgende gevallen kan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de balanceringsverantwoordelijkheid van een BRP met onmiddellijke ingang of tegen een te bepalen datum intrekken. Voor zover het niet voldoen aan een hierna gesteld geval tevens op grond van artikel 10.32 leidt tot de verschuldigdheid van een boete, wordt een niet voldoen hierna in ieder geval slechts in aanmerking genomen als de verschuldigdheid van de boete onherroepelijk is geworden:
|
||||
|
||||
a. de BRP voldoet niet langer aan de bij of krachtens de wet- en regelgeving gestelde voorwaarden voor erkenning als BRP;
|
||||
b. de BRP heeft op een kalenderdag niet vóór de daartoe in artikel 10.11, eerste lid en artikel 10.12, bepaalde tijdstippen een energieprogramma voor de daaropvolgende kalenderdag ingediend, en heeft zulks evenmin onverwijld gedaan na daarop door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te zijn gewezen, of is tenminste tweemaal in zeven dagen of driemaal in 30 dagen in gebreke gebleven als in de aanhef van dit lid bedoeld;
|
||||
b. de BRP heeft op een kalenderdag niet vóór de daartoe in artikel 10.11, eerste lid en artikel 10.12, bepaalde tijdstippen een energieprogramma voor de daaropvolgende kalenderdag ingediend, en heeft zulks evenmin onverwijld gedaan na daarop door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te zijn gewezen, of is tenminste tweemaal in zeven dagen of driemaal in 30 dagen in gebreke gebleven als in dit onderdeel bedoeld;
|
||||
c. de BRP heeft een energieprogramma ingediend waarin de per onbalansverrekeningsperiode op een tot zijn balanceringsverantwoordelijkheid behorend(e) aansluiting(en) in te voeden of af te nemen netto-hoeveelheid energie niet is gedekt door transacties die zijn opgenomen in de energieprogramma’s van andere BRP's of door bij of krachtens de Elektriciteitswet 1998 en deze code toegestane import- of exporttransacties waarvoor door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet transportcapaciteit is toegekend, en
|
||||
|
||||
1° zij heeft niet onverwijld na daarop door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet te zijn gewezen een nieuw energieprogramma ingediend, waarin de in de aanhef van dit onderdeel bedoelde dekking wel is voorzien, of;
|
||||
|
|
@ -2580,7 +2567,7 @@ g. de BRP voldoet in andere gevallen dan in onderdeel e en f bedoeld niet aan ee
|
|||
h. de BRP betaalt niet een krachtens deze code verschuldigd bedrag, ondanks ingebrekestelling door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, voor zover die is vereist, of blijft in gebreke ten aanzien van enige andere verplichting die ingevolge deze code op haar rust;
|
||||
i. de BRP wordt ontbonden, verdwijnt door fusie of wordt geliquideerd, surséance van betaling wordt verleend of failliet wordt verklaard, dan wel wanneer toepassing van de schuldsaneringsregeling natuurlijke personen op een BRP wordt uitgesproken.
|
||||
|
||||
**2.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kan de balanceringsverantwoordelijkheid van een BRP voorts intrekken ingeval haar aanwijzing als beheerder van het landelijk hoogspanningsnet op grond van de Elektriciteitswet 1998 wordt ingetrokken of niet wordt vernieuwd. Intrekking vindt in dat geval plaats met inachtneming van een termijn van dertig dagen vóór de beoogde datum waarop de intrekking van kracht wordt.
|
||||
**2.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet kan de balanceringsverantwoordelijkheid van een BRP voorts intrekken ingeval haar aanwijzing als netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet op grond van de Elektriciteitswet 1998 wordt ingetrokken of niet wordt vernieuwd. Intrekking vindt in dat geval plaats met inachtneming van een termijn van dertig dagen vóór de beoogde datum waarop de intrekking van kracht wordt.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 10.8. Balanceringsdiensten
|
||||
|
||||
|
|
@ -2625,7 +2612,7 @@ b. de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zich ervan heeft vergewist
|
|||
|
||||
### Artikel 10.38
|
||||
|
||||
**1.** De overeenkomstig artikel 9.19, eerste lid, onderdeel a, aangewezen BSP's, en BSP's met een biedplicht op grond van een overeenkomst voor balanceringscapaciteit, sturen dagelijks, vóór 14:45 uur, biedingen balanceringsenergie in.
|
||||
**1.** De overeenkomstig artikel 9.19 onderdeel a, aangewezen BSP's, en BSP's met een biedplicht op grond van een overeenkomst voor balanceringscapaciteit, sturen dagelijks, vóór 14:45 uur, biedingen balanceringsenergie in.
|
||||
|
||||
**2.** Alle BSP's kunnen op vrijwillige basis biedingen balanceringsenergie indienen tot een half uur voorafgaand aan de onbalansverrekeningsperiode waarop de aanpassing betrekking heeft, zijnde de BE-GCT. De BSP kan zowel de omvang als de prijs van een ingediende bieding aanpassen, als ook een bieding intrekken, tot de BE-GCT, tenzij de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de bieding al geactiveerd heeft.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2674,16 +2661,16 @@ b. voor afregelen met de prijs voor afregelen.
|
|||
|
||||
Indien er tijdens een onbalansverrekeningsperiode noodvermogen voor opregelen is ingezet is de prijs voor ingezet noodvermogen:
|
||||
|
||||
a. tijdens de volledige activeringstijd en de leveringsperiode gelijk aan de hoogste biedprijs van het ingezette regel- en reservevermogen voor opregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode vermeerderd met 10% dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur plus € 200 per MWh indien deze hoger is.
|
||||
b. tijdens de deactiveringsperiode gelijk aan de inzetprijs voor opregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur vermeerderd met € 200 per MWh indien deze hoger is.
|
||||
a. tijdens de volledige activeringstijd en de leveringsperiode gelijk aan de hoogste biedprijs van het ingezette regel- en reservevermogen voor opregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode vermeerderd met 10% dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur plus € 200 per MWh indien deze hoger is;
|
||||
b. tijdens de deactiveringsperiode gelijk aan de inzetprijs voor opregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur vermeerderd met € 200 per MWh indien deze hoger is;
|
||||
c. minimaal € 200 per MWh.
|
||||
|
||||
**9.**
|
||||
|
||||
Indien er tijdens een onbalansverrekeningsperiode noodvermogen voor afregelen is ingezet is de prijs voor ingezet noodvermogen:
|
||||
|
||||
a. tijden s de volledige activeringstijd en de leveringsperiode gelijk aan de laagste biedprijs van het ingezette regel- en reservevermogen voor afregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode verminderd met € 100 per MWh dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur verminderd met € 250 per MWh indien deze lager is.
|
||||
b. tijdens de deactiveringsperiode gelijk aan de inzetprijs voor afregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur verminderd met € 250 per MWh indien deze lager is.
|
||||
a. tijden s de volledige activeringstijd en de leveringsperiode gelijk aan de laagste biedprijs van het ingezette regel- en reservevermogen voor afregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode verminderd met € 100 per MWh dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur verminderd met € 250 per MWh indien deze lager is;
|
||||
b. tijdens de deactiveringsperiode gelijk aan de inzetprijs voor afregelen voor de betreffende onbalansverekeningsperiode dan wel de day-ahead-clearingprijs voor het betreffende klokuur verminderd met € 250 per MWh indien deze lager is;
|
||||
c. Gelijk aan € 0 per MWh indien de afzonderlijke prijscomponenten in lid a en b beide positief zijn.
|
||||
|
||||
### Artikel 10.40
|
||||
|
|
@ -2783,7 +2770,7 @@ b. Als binnen de opschortingsperiode van de intrekking van de erkenning van de B
|
|||
|
||||
### Artikel 11.6
|
||||
|
||||
**1.** In de situatie als bedoeld in artikel 10.3, vierde lid, treedt de BRP die de balanceringsverantwoordelijkheid 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 BRP switcht daartoe de betreffende aangeslotenen overeenkomstig 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 BRP van de ontstane situatie en de thans geldende voorwaarden (daaronder begrepen de opzeggingsmogelijkheden) op de hoogte gesteld.
|
||||
**1.** In de situatie als bedoeld in artikel 10.6, vierde lid, treedt de BRP die de balanceringsverantwoordelijkheid 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 BRP switcht daartoe de betreffende aangeslotenen overeenkomstig 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 BRP van de ontstane situatie en de thans geldende voorwaarden (daaronder begrepen de opzeggingsmogelijkheden) op de hoogte gesteld.
|
||||
|
||||
**2.** In de in het eerste lid bedoelde situatie wordt de aangeslotene geacht een leveringscontract te hebben met de BRP die in de plaats van de leverancier treedt. De grootverbruiker, heeft twee maanden het recht het leveringscontract zonder opzegtermijn te beëindigen. Tevens kan de BRP, voor zover niet reeds overeengekomen, redelijke afspraken maken ten aanzien van balanceringsverantwoordelijkheid voor de aansluiting.
|
||||
|
||||
|
|
@ -2928,7 +2915,7 @@ Indien ten aanzien van één of meer landsgrensoverschrijdende verbindingen de b
|
|||
|
||||
**2.** De marktpartijen hebben tot 12:00 uur op de dag voorafgaande aan het transport de mogelijkheid vraag- en aanbodorders van elektriciteit aan de day-aheadmarkt aan te bieden.
|
||||
|
||||
**3.** Op basis van de geaggregeerde vraag- en aanbodcurves, de vastgestelde blokbiedingen, en de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit voor worden voor elk marktgebied van de Prijskoppeling-regio de netto positie, de day-ahead-clearingprijs en de geaccepteerde blokbiedingen bepaald, waarbij rekening wordt gehouden met de noodzakelijke beperkingen in de veranderingen in de elektriciteitsstromen.
|
||||
**3.** Op basis van de geaggregeerde vraag- en aanbodcurves, de vastgestelde blokbiedingen, en de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit voor day-aheadtransporten worden voor elk marktgebied van de Prijskoppeling-regio de netto positie, de day-ahead-clearingprijs en de geaccepteerde blokbiedingen bepaald, waarbij rekening wordt gehouden met de noodzakelijke beperkingen in de veranderingen in de elektriciteitsstromen.
|
||||
|
||||
**4.** Voor de verbinding Eemshaven-Noorwegen houdt de in het derde lid beschreven procedure tevens rekening met de marginale kosten van de energie voor compensatie van de kabelverliezen, voor zover die aan de markt te relateren zijn, door te rekenen met de netto congestie-ontvangsten (congestie-ontvangsten minus de kosten voor kabelverliezen).
|
||||
|
||||
|
|
@ -2946,7 +2933,7 @@ De resultaten van de impliciete toewijzing worden administratief verwerkt tussen
|
|||
|
||||
### Artikel 12.15
|
||||
|
||||
**1.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet maakt door middel van een publicatie op haar website de werking van de impliciete toewijzing inzichtelijk, waarbij tevens een beschrijving van het algoritme en van de high level properties gegeven wordt.
|
||||
**1.** De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet maakt door middel van een publicatie op haar website de werking van de impliciete toewijzing inzichtelijk, waarbij tevens een beschrijving van het algoritme gegeven wordt.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3078,11 +3065,11 @@ c. Met inachtneming van de in artikel 12.20 genoemde randvoorwaarden, kan de net
|
|||
|
||||
**3.** De transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand wordt separaat voor importen en exporten vastgesteld.
|
||||
|
||||
**4.** De transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand wordt bepaald door middel van netberekeningen met inachtneming van het in artikel 12.21 gestelde op basis van een volledig beschikbaar net, waaronder verstaan wordt het samenstel van de Nederlandse netten op een spanningsniveau van 220 kV of hoger, inclusief de landsgrensoverschrijdende verbindingen.
|
||||
**4.** De transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand wordt bepaald door middel van netberekeningen met inachtneming van het in 12.20 gestelde op basis van een volledig beschikbaar net, waaronder verstaan wordt het samenstel van de Nederlandse netten op een spanningsniveau van 220 kV of hoger, inclusief de landsgrensoverschrijdende verbindingen.
|
||||
|
||||
**5.** Voor elk van de in artikel 12.18 of 12.19 genoemde scenario’s wordt overeenkomstig het in artikel 12.18 of 12.19 en 12.20 gestelde de transportcapaciteit bepaald met uitval van een willekeurige elektriciteitsproductie-eenheid of belasting van een enkele aangeslotene, niet zijnde netbeheerder, voor zover van belang voor de bepaling van de transportcapaciteit en zonder uitval van overige elementen in het net en onder handhaving van de normale toestand.
|
||||
|
||||
**6.** Indien de laagste waarde van de overeenkomstig het vijfde lid berekende transportcapaciteit voor de verschillende scenario’s, afzonderlijk berekend voor import en export, lager is dan de op basis van artikel 12.18, negende lid respectievelijk tiende lid of artikel 12.19, elfde lid, bepaalde waarde voor de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit of capaciteitsdomein, bedraagt de transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand het verschil tussen de op basis van artikel 12.18, negende lid respectievelijk tiende lid of artikel 12.19, elfde lid bepaalde waarde voor de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit of capaciteitsdomein en de hiervoor genoemde laagste waarde van de overeenkomstig artikel 12.21, vijfde lid berekende transportcapaciteit. In de overige gevallen bedraagt de transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand 0 MW.
|
||||
**6.** Indien de laagste waarde van de overeenkomstig het vijfde lid berekende transportcapaciteit voor de verschillende scenario’s, afzonderlijk berekend voor import en export, lager is dan de op basis van artikel 12.18, negende lid respectievelijk tiende lid of artikel 12.19, elfde lid, bepaalde waarde voor de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit of capaciteitsdomein, bedraagt de transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand het verschil tussen de op basis van artikel 12.18, negende lid respectievelijk tiende lid of artikel 12.19, elfde lid bepaalde waarde voor de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit of capaciteitsdomein en de hiervoor genoemde laagste waarde van de overeenkomstig het vijfde lid berekende transportcapaciteit. In de overige gevallen bedraagt de transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand 0 MW.
|
||||
|
||||
### Artikel 12.22
|
||||
|
||||
|
|
@ -3092,37 +3079,37 @@ c. Met inachtneming van de in artikel 12.20 genoemde randvoorwaarden, kan de net
|
|||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de volgende gegevens ten behoeve van de netberekeningen:
|
||||
|
||||
a. de topologie van het volledige net dat gebruikt is voor de netberekeningen.
|
||||
b. technische gegevens omtrent het net waaronder tenminste begrepen worden de impedantie en de mogelijke instellingen van alle in de netberekening meegenomen componenten.
|
||||
c. het toegekend vermogen in MVA van de in de netberekening meegenomen componenten gedurende het jaar.
|
||||
d. de uitgangspunten, berekeningen en kwantitatieve resultaten van het in artikel 12.20, vijfde lid, genoemde onderzoek.
|
||||
a. de topologie van het volledige net dat gebruikt is voor de netberekeningen;
|
||||
b. technische gegevens omtrent het net waaronder tenminste begrepen worden de impedantie en de mogelijke instellingen van alle in de netberekening meegenomen componenten;
|
||||
c. het toegekend vermogen in MVA van de in de netberekening meegenomen componenten gedurende het jaar;
|
||||
d. de uitgangspunten, berekeningen en kwantitatieve resultaten van het in artikel 12.20, vijfde lid, genoemde onderzoek;
|
||||
e. specificatie van het in artikel 12.18, zesde lid, bedoelde onderhoud waaronder tenminste begrepen wordt de periode waarin het onderhoud plaats vindt en een aanduiding van de netcomponenten die ten gevolge van het onderhoud niet beschikbaar zijn.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de volgende gegevens ten behoeve van de gehanteerde scenario’s:
|
||||
|
||||
a. de uitgangspunten op basis waarvan elk scenario is opgesteld.
|
||||
b. de gemodelleerde belasting op elk knooppunt in het net voor elk scenario.
|
||||
c. de gemodelleerde productie voor elk knooppunt in het net voor elk scenario.
|
||||
a. de uitgangspunten op basis waarvan elk scenario is opgesteld;
|
||||
b. de gemodelleerde belasting op elk knooppunt in het net voor elk scenario;
|
||||
c. de gemodelleerde productie voor elk knooppunt in het net voor elk scenario;
|
||||
d. de aangenomen verhoging en verlaging van de productie zoals in artikel 12.18, achtste lid, of 12.19, negende lid, genoemd.
|
||||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert de volgende tussenresultaten afzonderlijk voor zowel de situatie met een volledig beschikbaar net als de perioden waarin onderhoud aan de landsgrensoverschrijdende verbindingen plaatsvindt en afzonderlijk per scenario en afzonderlijk voor de netberekeningen als bedoeld in artikel 12.18 of 12.19 en 12.21, vijfde lid:
|
||||
|
||||
a. de maximale transportcapaciteit beschikbaar voor import en export als bepaald in artikel 12.18, negende respectievelijk tiende lid, of het capaciteitsdomein als bepaald in artikel 12.19, elfde lid.
|
||||
b. de verdeling van de landsgrensoverschrijdende transporten over de verschillende landsgrensoverschrijdende verbindingen (per circuit) in de ongestoorde situatie en na de enkelvoudige storing die de landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit beperkt, met aanduiding van de enkelvoudige storing en de instelling van de regelbare componenten (waaronder mede begrepen de dwarsregeltransformatoren).
|
||||
c. in het geval dat een andere component dan een landsgrensoverschrijdende verbinding beperkend blijkt voor de transportcapaciteit de belasting van dit element voor en na de enkelvoudige storing alsmede een verklaring waarom deze beperking niet door middel van operationele middelen kan worden opgelost.
|
||||
d. in het geval dat de transportcapaciteit wordt beperkt doordat de kwaliteit van de transportdienst niet kan worden gehandhaafd, als genoemd in artikel 12.20, derde lid, een kwalitatieve en kwantitatieve beschrijving van de oorzaak hiervan alsmede een verklaring waarom deze beperking niet door middel van operationele middelen kan worden opgelost.
|
||||
a. de maximale transportcapaciteit beschikbaar voor import en export als bepaald in artikel 12.18, negende respectievelijk tiende lid, of het capaciteitsdomein als bepaald in artikel 12.19, elfde lid;
|
||||
b. de verdeling van de landsgrensoverschrijdende transporten over de verschillende landsgrensoverschrijdende verbindingen (per circuit) in de ongestoorde situatie en na de enkelvoudige storing die de landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit beperkt, met aanduiding van de enkelvoudige storing en de instelling van de regelbare componenten (waaronder mede begrepen de dwarsregeltransformatoren);
|
||||
c. in het geval dat een andere component dan een landsgrensoverschrijdende verbinding beperkend blijkt voor de transportcapaciteit de belasting van dit element voor en na de enkelvoudige storing alsmede een verklaring waarom deze beperking niet door middel van operationele middelen kan worden opgelost;
|
||||
d. in het geval dat de transportcapaciteit wordt beperkt doordat de kwaliteit van de transportdienst niet kan worden gehandhaafd, als genoemd in artikel 12.20, derde lid, een kwalitatieve en kwantitatieve beschrijving van de oorzaak hiervan alsmede een verklaring waarom deze beperking niet door middel van operationele middelen kan worden opgelost;
|
||||
e. alleen ten behoeve van de netberekeningen als bedoeld in artikel 12.21: de transportcapaciteit voor onderlinge hulp en bijstand en, in het geval deze niet gelijk is aan 0 MW, tevens een kwantitatieve beschrijving van de balansverstoring die leidt tot de betreffende waarde.
|
||||
|
||||
**5.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet publiceert op uurbasis de volgende resultaten afzonderlijk voor zowel de situatie met een volledig beschikbaar net als de perioden waarin onderhoud aan de landsgrensoverschrijdende verbindingen plaatsvindt:
|
||||
|
||||
a. de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit voor import als bedoeld in artikel 12.18, negende lid.
|
||||
b. de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit voor export als bedoeld in artikel 12.18, tiende lid.
|
||||
a. de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit voor import als bedoeld in artikel 12.18, negende lid;
|
||||
b. de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit voor export als bedoeld in artikel 12.18, tiende lid;
|
||||
c. de capaciteit voor noodzakelijk transport van elektriciteit in het kader van onderlinge hulp en bijstand voor zowel import als export als bedoeld in artikel 12.21, zesde lid.
|
||||
|
||||
**6.** Indien de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet de veilig beschikbare landsgrensoverschrijdende transportcapaciteit op grond van artikel 12.18, elfde lid, aanpast, maakt hij openbaar om welke reden hij tot deze aanpassing is overgegaan, op welke landsgrensoverschrijdende verbinding de vermindering betrekking heeft, hoe groot de vermindering is en op welke uren de vermindering betrekking heeft.
|
||||
|
|
@ -3150,7 +3137,7 @@ i. de gegevens en modellen van elke opwekkingseenheid die deel uitmaakt van de e
|
|||
1°. de tijd voor een koude en een warme start;
|
||||
2°. het type opwekkingseenheid, te weten synchroon, asynchroon, omvormer-gekoppeld of, in geval van een windturbine, of sprake is van een dubbelgevoede inductiemachine of direct drive;
|
||||
3°. het nominale vermogen;
|
||||
4°. in geval van een zonnepark: in plaats van het in subonderdeel 3° genoemde nominale vermogen, per opwekkingseenheid het totale vermogen van alle zonnepanelen van de elektriciteitsproductie-installatie en het totale vermogen van de omvormers van de elektriciteitsproductie-installatie;
|
||||
4°. in geval van een zonnepark: in plaats van het in subonderdeel 3° genoemde nominale vermogen per opwekkingseenheid het totale vermogen van alle zonnepanelen van de elektriciteitsproductie-installatie en het totale vermogen van de omvormers van de elektriciteitsproductie-installatie;
|
||||
5°. de nominale spanning van de opwekkingseenheid;
|
||||
6°. de nominale arbeidsfactor;
|
||||
7°. de transiënte impedantie(s) en bijbehorende tijdconstante(n);
|
||||
|
|
@ -3160,12 +3147,12 @@ i. de gegevens en modellen van elke opwekkingseenheid die deel uitmaakt van de e
|
|||
11°. in geval van een synchrone opwekkingseenheid het regelbereik en de tijdconstanten van het bekrachtigingscircuit;
|
||||
12°. het traagheidsmoment (inclusief dat van de aandrijvende machine);
|
||||
13°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de automatische spanningsregeling;
|
||||
14°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de turbineregeling.
|
||||
14°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de turbineregeling;
|
||||
j. de gegevens ten behoeve van kortsluitberekening, te weten:
|
||||
|
||||
1°. de kortsluitbijdrage van de elektriciteitsproductie-eenheid;
|
||||
2°. in geval van een asynchrone of omvormer-gekoppelde opwekkingseenheid de verhouding kortsluitstroom / nominale stroom.
|
||||
k. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installaties waar de elektriciteitsproductie-eenheid deel van uitmaakt, te weten:
|
||||
2°. in geval van een asynchrone of omvormer-gekoppelde opwekkingseenheid de verhouding kortsluitstroom / nominale stroom;
|
||||
k. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installatie waar de elektriciteitsproductie-eenheid deel van uitmaakt, te weten:
|
||||
|
||||
1°. het nominale schijnbare vermogen;
|
||||
2°. de nominale spanning aan de primaire zijde;
|
||||
|
|
@ -3175,7 +3162,7 @@ k. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installaties waar de
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
l. indien de elektriciteitsproductie-eenheid een bijdrage levert aan de FCR: de FCR-gegevens;
|
||||
m. indien de elektriciteitsproductie-eenheid een bijdrage levert aan de FRR: de FRR-gegevens;
|
||||
n. de voor het herstel van het landelijk hoogspanningsnet benodigde gegevens, te weten:
|
||||
|
|
@ -3192,8 +3179,8 @@ o. de gegevens van de beveiligingsapparaten en -instellingen.
|
|||
De structurele gegevens als bedoeld in het eerste lid, worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2, eerste lid;
|
||||
c. de EAN-code van het overdrachtspunt waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt, indien het een aansluiting betreft die meer dan één overdrachtspunt heeft, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid.
|
||||
b. de EAN-code van het overdrachtspunt waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt, indien het een aansluiting betreft die meer dan één overdrachtspunt heeft, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid;
|
||||
c. de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2, eerste lid.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.2
|
||||
|
||||
|
|
@ -3218,7 +3205,7 @@ e. de gegevens en modellen van elke opwekkingseenheid die deel uitmaakt van de e
|
|||
|
||||
1°. het type opwekkingseenheid, te weten: synchroon, asynchroon, omvormer-gekoppeld of, in geval van een windturbine, of sprake is van een dubbelgevoede inductiemachine of direct drive;
|
||||
2°. het nominale vermogen;
|
||||
3°. in geval van een zonnepark: in plaats van het in subonderdeel 3° genoemde nominale vermogen, per opwekkingseenheid het totale vermogen van alle zonnepanelen van de elektriciteitsproductie-installatie en het totale vermogen van de omvormers van de elektriciteitsproductie-installatie;
|
||||
3°. in geval van een zonnepark: in plaats van het in subonderdeel 2° genoemde nominale vermogen per opwekkingseenheid het totale vermogen van alle zonnepanelen van de elektriciteitsproductie-installatie en het totale vermogen van de omvormers van de elektriciteitsproductie-installatie;
|
||||
4°. de nominale spanning van de opwekkingseenheid;
|
||||
5°. de nominale arbeidsfactor;
|
||||
6°. de transiënte impedantie(s) en bijbehorende tijdconstante(n);
|
||||
|
|
@ -3228,12 +3215,12 @@ e. de gegevens en modellen van elke opwekkingseenheid die deel uitmaakt van de e
|
|||
10°. in geval van een synchrone opwekkingseenheid het regelbereik en de tijdconstanten van het bekrachtigingscircuit;
|
||||
11°. het traagheidsmoment (inclusief dat van de aandrijvende machine);
|
||||
12°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de automatische spanningsregeling;
|
||||
13°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de turbineregeling.
|
||||
13°. de overdrachtsfunctie en de instelparameters van de turbineregeling;
|
||||
f. de gegevens ten behoeve van kortsluitberekening, te weten;
|
||||
|
||||
1°. de kortsluitbijdrage van de elektriciteitsproductie-eenheid;
|
||||
2°. in geval van een asynchrone of omvormer-gekoppelde opwekkingseenheid de verhouding kortsluitstroom / nominale stroom.
|
||||
g. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installaties waar de elektriciteitsproductie-eenheid deel van uitmaakt, te weten:
|
||||
2°. in geval van een asynchrone of omvormer-gekoppelde opwekkingseenheid de verhouding kortsluitstroom / nominale stroom;
|
||||
g. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installatie waar de elektriciteitsproductie-eenheid deel van uitmaakt, te weten:
|
||||
|
||||
1°. het nominale schijnbare vermogen;
|
||||
2°. de nominale spanning aan de primaire zijde;
|
||||
|
|
@ -3243,7 +3230,7 @@ g. de transformatorgegevens voor de elektriciteitsproductie-installaties waar de
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
h. indien de elektriciteitsproductie-eenheid een bijdrage levert aan FCR, de FCR-gegevens;
|
||||
i. indien de elektriciteitsproductie-eenheid een bijdrage levert aan FRR, de FRR-gegevens;
|
||||
j. indien de elektriciteitsproductie-eenheid is aangesloten op een spanningsniveau van 1 kV en hoger de beveiligingsgegevens, als bedoeld in artikel 2.37;
|
||||
|
|
@ -3256,7 +3243,9 @@ De structurele gegevens als bedoeld in het eerste en tweede lid worden verstrekt
|
|||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt indien het een aansluiting betreft die meer dan één overdrachtspunt heeft, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid;
|
||||
c. de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2, eerste lid;
|
||||
c. de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2, eerste lid.
|
||||
|
||||
**4.** Het tweede en derde lid is van overeenkomstige toepassing op een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type B, C of D zou worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.3
|
||||
|
||||
|
|
@ -3277,12 +3266,12 @@ d. de gegevens van de transformatoren direct gekoppeld aan het overdrachtspunt v
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
e. de kortsluitbijdrage.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
Indien de verbruiksinstallatie, of een verbruikseenheid binnen de verbruiksinstallatie, wordt gebruikt voor het leveren van vraagsturing, verstrekt de aangeslotene, in aanvulling op het eerste lid, onder vermelding van de EAN-code van de verbruikseenheid die deelneemt aan vraagsturing, tevens:
|
||||
Indien de verbruiksinstallatie, als bedoeld in het eerste lid, een of meer verbruikseenheden omvat die worden gebruikt voor het leveren van vraagsturing, verstrekt de aangeslotene, in aanvulling op het eerste lid, per verbruikseenheid onder vermelding van de EAN-code van de verbruikseenheid die deelneemt aan vraagsturing, tevens:
|
||||
|
||||
a. het minimale en maximale werkzame vermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing, de bijbehorende tijdsduur en de snelheid waarmee dat vermogen inzetbaar is;
|
||||
b. het minimale en maximale blindvermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing, de bijbehorende tijdsduur en de snelheid waarmee dat blindvermogen inzetbaar is.
|
||||
|
|
@ -3296,11 +3285,11 @@ b. de EAN-code van het overdrachtspunt waarachter de verbruiksinstallatie zich b
|
|||
|
||||
### Artikel 13.4
|
||||
|
||||
**1.** Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder de structurele gegevens van die verbruiksinstallaties, te weten het maximaal af te nemen werkzaam vermogen.
|
||||
**1.** Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder de structurele gegevens van die verbruiksinstallatie, te weten het maximaal af te nemen werkzaam vermogen.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
In aanvulling op het eerste lid verstrekt een aangeslotene, die beschikt over een verbruiksinstallatie groter dan 100 kW, de structurele gegevens van die verbruiksinstallaties, te weten:
|
||||
In aanvulling op het eerste lid verstrekt een aangeslotene, die beschikt over een verbruiksinstallatie groter dan 100 kW, de structurele gegevens van die verbruiksinstallatie, te weten:
|
||||
|
||||
a. het maximaal af te nemen of in te voeden blindvermogen;
|
||||
b. de karakteristieken van de regeling van blindvermogen indien dit is geïnstalleerd;
|
||||
|
|
@ -3314,13 +3303,13 @@ c. indien de aangeslotene beschikt over direct aan het overdrachtspunt gekoppeld
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
d. de kortsluitbijdrage;
|
||||
e. de geschiktheid van toegang op afstand tot de vermogensschakelaar.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
Indien de verbruiksinstallatie als bedoeld in het eerste lid, een of meer verbruikseenheden omvat die worden gebruikt voor het leveren van vraagsturing, verstrekt de aangeslotene, in aanvulling op het eerste lid, per vraagsturing leverende verbruikseenheid de structurele gegevens, te weten:
|
||||
Indien de verbruiksinstallatie als bedoeld in het eerste lid, een of meer verbruikseenheden omvat die worden gebruikt voor het leveren van vraagsturing, verstrekt de aangeslotene, in aanvulling op het eerste lid, per vraagsturing leverende verbruikseenheid onder vermelding van de EAN-code van de verbruikseenheid, de structurele gegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. het minimale en maximale werkzame vermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing, de bijbehorende tijdsduur en de snelheid waarmee dat vermogen inzetbaar is;
|
||||
b. het minimale en maximale blindvermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing, de bijbehorende tijdsduur en de snelheid waarmee dat blindvermogen inzetbaar is.
|
||||
|
|
@ -3330,18 +3319,18 @@ b. het minimale en maximale blindvermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing,
|
|||
Indien sprake is van vraagsturing door middel van een derde partij als bedoeld in artikel 27 tot en met 29 van de verordening (EU) 2016/1388 (NC DCC), draagt de aangeslotene er zorg voor dat de derde partij de structurele gegevens kan verstrekken aan de netbeheerder, te weten:
|
||||
|
||||
a. de karakteristieken van de regeling van blindvermogen indien dit is geïnstalleerd;
|
||||
b. het structurele minimale en maximale werkzame vermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing en de minimale en maximale duur van iedere eventuele vraagsturing binnen een door de regionale netbeheerder en beheerder van het landelijk hoogspanningsnet gespecificeerde geografische zone.
|
||||
b. het structurele minimale en maximale werkzame vermogen dat beschikbaar is voor vraagsturing en de minimale en maximale duur van iedere eventuele vraagsturing binnen een door de regionale netbeheerder en netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet gespecificeerde geografische zone.
|
||||
|
||||
**5.**
|
||||
|
||||
De structurele gegevens als bedoeld in het eerste en tweede lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
De structurele gegevens als bedoeld in het eerste tot en met vierde lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de verbruiksinstallatie zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt indien het een aansluiting betreft die meer dan één overdrachtspunt heeft, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid.
|
||||
|
||||
**6.**
|
||||
|
||||
De structurele gegevens als bedoeld in het derde en of het vierde lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
De structurele gegevens als bedoeld in het derde en vierde lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de verbruikseenheid indien die deelneemt aan vraagsturing.
|
||||
|
||||
|
|
@ -3374,7 +3363,7 @@ b. de gegevens van de vermogenstransformatoren, te weten:
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
c. van elk achter een overdrachtspunt gelegen deelnet het netmodel bestaande uit:
|
||||
|
||||
1°. de geaggregeerde belasting;
|
||||
|
|
@ -3419,7 +3408,7 @@ b. de gegevens van de vermogenstransformatoren, indien deze deel uitmaken van he
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte; de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte; de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
c. van het achter het overdrachtspunt gelegen landelijk hoogspanningsnet het netmodel, bestaande uit:
|
||||
|
||||
1°. het invoedend kortsluitvermogen (één- en driefase kortsluitstromen);
|
||||
|
|
@ -3448,7 +3437,7 @@ e. de omvang en het type van de op het in onderdeel a bedoelde station aangeslot
|
|||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
Netbeheerders van onderling gekoppelde distributienetten bepalen in onderling overleg en verstrekken vervolgens elkaar, van elk achter een overdrachtspunt van een aansluiting gelegen deelnet, de structurele gegevens, te weten:
|
||||
Netbeheerders van onderling gekoppelde distributienetten bepalen in onderling overleg en verstrekken vervolgens elkaar, van elk achter een overdrachtspunt van een aansluiting gelegen deelnet, de uit te wisselen structurele gegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. de elektrische karakteristieken van de lijnen en kabels die deel uitmaken van de transformatorvelden;
|
||||
b. de gegevens van de vermogenstransformatoren, indien aanwezig, te weten:
|
||||
|
|
@ -3461,7 +3450,7 @@ b. de gegevens van de vermogenstransformatoren, indien aanwezig, te weten:
|
|||
6°. de nominale ijzer- of nullastverliezen;
|
||||
7°. de schakelgroep van de wikkelingen;
|
||||
8°. de sterpuntsbehandeling, te weten zwevend, hard geaard, geaard via impedantie;
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline).
|
||||
9°. indien van toepassing de gegevens aangaande de regelschakelaar, te weten de hoogste trap, de laagste trap, de stapgrootte, de regelbaarheid, namelijk continu regelbaar (online) of spanningsloos instelbaar (offline);
|
||||
c. van het achter het overdrachtspunt gelegen deelnet het netmodel bestaande uit:
|
||||
|
||||
1°. de geaggregeerde belasting (geldt alleen voor ‘van onderliggend net, naar bovenliggend net’);
|
||||
|
|
@ -3476,7 +3465,7 @@ De structurele gegevens als bedoeld in het derde lid worden verstrekt onder verm
|
|||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter het regionale net zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid.
|
||||
|
||||
**5.** Het eerste en derde lid zijn van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op een distributienet.
|
||||
**5.** Het eerste tot en met vierde lid zijn van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op een distributienet.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.8
|
||||
|
||||
|
|
@ -3489,7 +3478,7 @@ b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt als bedoeld in artikel 2.4
|
|||
De gegevens als bedoeld in artikel 13.1 tot en met 13.4, worden geactualiseerd, overeenkomstig de termijnen, te weten:
|
||||
|
||||
a. jaarlijks uiterlijk op 1 april;
|
||||
b. uiterlijk ten tijde van de inbedrijfname van een nieuwe of gewijzigde elektriciteitsproductie-eenheid of verbruikersinstallatie of van wijziging in de karakteristieken van een elektriciteitsproductie-eenheid of verbruiksinstallatie.
|
||||
b. uiterlijk ten tijde van de inbedrijfname van een nieuwe of gewijzigde elektriciteitsproductie-eenheid of verbruiksinstallatie of van wijziging in de karakteristieken van een elektriciteitsproductie-eenheid of verbruiksinstallatie.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3515,7 +3504,7 @@ Waar in deze paragraaf sprake is van een grenswaarde van 1 MW, kan de netbeheer
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, desgewenst via zijn BRP, tenzij anders vermeld, de plannings- en prognosegegevens van die elektriciteitsproductie-eenheid, te weten:
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, desgewenst via zijn BRP de plannings- en prognosegegevens van die elektriciteitsproductie-eenheid, te weten:
|
||||
|
||||
a. de niet-beschikbaarheidsplanning van de elektriciteitsproductie-eenheid;
|
||||
b. de geplande niet-beschikbaarheid van de aansluiting waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt;
|
||||
|
|
@ -3551,9 +3540,9 @@ c. de in het eerste lid, onderdeel d, bedoelde planning, in de vorm van het verw
|
|||
|
||||
**5.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met f, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**6.** Tenzij anders overeengekomen, maken de gegevens bedoeld in het derde en vierde lid, deel uit van de gegevens in het tweede lid.
|
||||
**6.** Tenzij anders overeengekomen, maken de gegevens bedoeld in het vierde en vijfde lid, deel uit van de gegevens in het tweede lid.
|
||||
|
||||
**7.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met f, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vierde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
**7.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met f, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vijfde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**8.** De gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met f, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde per kwartier.
|
||||
|
||||
|
|
@ -3561,14 +3550,14 @@ c. de in het eerste lid, onderdeel d, bedoelde planning, in de vorm van het verw
|
|||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het achtste lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.12
|
||||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder, tenzij anders vermeld, de plannings- en prognosegegevens, te weten:
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder de plannings- en prognosegegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. de niet-beschikbaarheidsplanning van de elektriciteitsproductie-eenheid;
|
||||
b. de geplande niet-beschikbaarheid van de aansluiting waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt;
|
||||
|
|
@ -3577,7 +3566,12 @@ d. de beperkingen van de beschikbaarheid van het werkzaam vermogen ten opzichte
|
|||
e. de prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen;
|
||||
f. de eventuele beperkingen in de regelcapaciteit voor blindvermogen.
|
||||
|
||||
**2.** De gegevens als bedoeld in het eerste lid worden verstrekt onder vermelding van de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2.
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
De gegevens als bedoeld in het eerste lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de elektriciteitsproductie-eenheid zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van de elektriciteitsproductie-eenheid, als bedoeld in artikel 3.2, eerste lid.
|
||||
|
||||
**3.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3600,13 +3594,13 @@ c. de in het eerste lid, onderdeel d, bedoelde planning, van elektriciteitsprodu
|
|||
Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met e, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april:
|
||||
|
||||
a. voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit kleiner dan 1 MW, door de BRP’s, op de door de netbeheerder vastgestelde verzamelpunten, geaggregeerd, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld;
|
||||
b. voor elektriciteitsproductie-eenheden groter of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zijn BRP, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
b. voor elektriciteitsproductie-eenheden groter dan of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zijn BRP, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**5.** Tenzij anders overeengekomen, maken de gegevens, voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW, dan wel een hogere door de netbeheerder te bepalen maximumcapaciteit, bedoeld in het derde lid, deel uit van de gegevens in het tweede lid.
|
||||
**5.** Tenzij anders overeengekomen, maken de gegevens, voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW, dan wel een hogere door de netbeheerder te bepalen maximumcapaciteit, bedoeld in het vierde lid, deel uit van de gegevens in het derde lid.
|
||||
|
||||
**6.**
|
||||
|
||||
Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met e, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het derde lid,
|
||||
Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a tot en met e, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vierde lid,
|
||||
|
||||
a. voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit kleiner dan 1 MW door de BRP’s, op de door de netbeheerder vastgestelde verzamelpunten, geaggregeerd, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld;
|
||||
b. voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zijn BRP, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
|
|
@ -3620,10 +3614,10 @@ b. voor elektriciteitsproductie-eenheden met een maximumcapaciteit groter dan of
|
|||
|
||||
**8.**
|
||||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zesde lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zevende lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.13
|
||||
|
||||
|
|
@ -3633,7 +3627,7 @@ Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op het l
|
|||
|
||||
a. de niet-beschikbaarheidsplanning van de verbruiksinstallatie;
|
||||
b. de prognose van de hoeveelheid van het net af te nemen werkzaam vermogen en blindvermogen;
|
||||
c. indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing: de beperkingen van de beschikbaarheid van het werkzaam vermogen ten behoeve van vraagsturing.
|
||||
c. indien de verbruiksinstallatie één of meer verbruikseenheden omvat die deelnemen aan vraagsturing, per vraagsturing leverende verbruikseenheid: de beperkingen van de beschikbaarheid van het werkzaam vermogen ten behoeve van vraagsturing.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3653,16 +3647,16 @@ c. de verwachte trendbreuken.
|
|||
|
||||
**4.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**5.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, die ter beschikking gesteld zijn overeenkomstig het derde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld;.
|
||||
**5.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, die ter beschikking gesteld zijn overeenkomstig het vierde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**6.** De gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde per kwartier.
|
||||
|
||||
**7.**
|
||||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zesde lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zesde lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid van het net af te nemen werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een verbruiksinstallatie met een maximaal af te nemen werkzaam vermogen:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van het maximaal van het net af te nemen werkzaam vermogen;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.14
|
||||
|
||||
|
|
@ -3672,7 +3666,7 @@ Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op een d
|
|||
|
||||
a. de niet-beschikbaarheidsplanning van de verbruiksinstallatie;
|
||||
b. de prognose van de hoeveelheid van het net af te nemen werkzaam vermogen en blindvermogen;
|
||||
c. indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing: de beperkingen van de beschikbaarheid van het werkzaam vermogen ten behoeve van vraagsturing.
|
||||
c. indien de verbruiksinstallatie één of meer verbruikseenheden omvat die deelnemen aan vraagsturing, per vraagsturing leverende verbruikseenheid: de beperkingen van de beschikbaarheid van het werkzaam vermogen ten behoeve van vraagsturing.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3692,7 +3686,7 @@ c. de verwachte trendbreuken.
|
|||
|
||||
**4.**
|
||||
|
||||
Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april:
|
||||
Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april:
|
||||
|
||||
a. voor verbruiksinstallaties kleiner dan 1 MW, door de BRP’s, op de door de netbeheerder vastgestelde verzamelpunten, geaggregeerd, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld;
|
||||
b. voor verbruiksinstallaties groter dan of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zijn BRP, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
|
@ -3706,28 +3700,28 @@ b. voor verbruiksinstallaties groter dan of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zi
|
|||
|
||||
**6.**
|
||||
|
||||
De gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde per kwartier, te weten:
|
||||
De gegevens bedoeld in het eerste lid, onderdelen a en b, en, indien de verbruiksinstallatie een verbruikseenheid omvat die deelneemt aan vraagsturing tevens onderdeel c, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde per kwartier, te weten:
|
||||
|
||||
a. voor verbruiksinstallaties kleiner dan 1 MW, door de BRP’s, op de door de netbeheerder vastgestelde verzamelpunten, geaggregeerd;
|
||||
b. voor verbruiksinstallaties groter dan of gelijk aan 1 MW, desgewenst door zijn BRP.
|
||||
|
||||
**7.**
|
||||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zesde lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zesde lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid van het net af te nemen werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder ter beschikking gesteld, in geval van een verbruiksinstallatie met een maximaal af te nemen werkzaam vermogen:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van het maximaal van het net af te nemen werkzaam vermogen;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.15
|
||||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder waarvan een distributienet is aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, van elk afzonderlijk station dat direct gekoppeld is aan het landelijk hoogspanningsnet, de plannings- en prognosegegevens, jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor de komende tien jaar, inhoudende:
|
||||
De netbeheerder waarvan een distributienet is aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, van elk afzonderlijk station dat direct gekoppeld is aan het landelijk hoogspanningsnet, de plannings- en prognosegegevens, jaarlijks, uiterlijk op 1 april, inhoudende een zo goed mogelijke schatting voor de komende tien jaar, van:
|
||||
|
||||
a. de ontwikkeling van de wintermaxima, de zomermaxima en de dalbelasting op jaarbasis;
|
||||
b. een beschrijving van het belastingpatroon (bijvoorbeeld standaard dagcurve voor een werkdag, zaterdag en zondag);
|
||||
c. de revisieplanning van de elektriciteitsproductie-eenheden groter dan 60 MW, die zijn aangesloten op het betreffende net;
|
||||
d. het samengestelde draaiplan van de elektriciteitsproductie-eenheden, die zijn aangesloten op het betreffende net.
|
||||
d. het samengestelde draaiplan van de elektriciteitsproductie-eenheden, die zijn aangesloten op het betreffende net;
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -3747,33 +3741,23 @@ c. het blindvermogen met richting.
|
|||
|
||||
De gegevens als bedoeld in het derde lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de verbruiksinstallatie zich bevindt;
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter het distributienet zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid.
|
||||
|
||||
**5.**
|
||||
**5.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
Van de gegevens bedoeld in het derde lid, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor de komende tien jaar ter beschikking gesteld, inhoudende:
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vijfde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
a. de ontwikkeling van de wintermaxima, de zomermaxima en de dalbelasting op jaarbasis;
|
||||
b. een beschrijving van het belastingpatroon (bijvoorbeeld standaard dagcurve voor een werkdag, zaterdag en zondag);
|
||||
c. de verdeling over de overdrachtspunten op de relevante stations;
|
||||
d. de revisieplanning van de elektriciteitsproductie-eenheden groter dan 60 MW, die zijn aangesloten op het betreffende net;
|
||||
e. het samengestelde draaiplan van de elektriciteitsproductie-eenheden, die zijn aangesloten op het betreffende net.
|
||||
**7.** De gegevens bedoeld in het derde lid, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde en Mvar-waarde per kwartier.
|
||||
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
**8.**
|
||||
|
||||
**7.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het derde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het achtste lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid met het net uit te wisselen werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een maximaal met het net uit te wisselen werkzaam vermogen:
|
||||
|
||||
**8.** De gegevens bedoeld in het derde lid, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde en Mvar-waarde per kwartier.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximaal met het net uit te wisselen werkzaam vermogen;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
**9.**
|
||||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het achtste lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van de maximumcapaciteit;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
**10.** Het eerste tot en met het negende lid is van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, tenzij anders overeengekomen tussen de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de desbetreffende beheerder van een gesloten distributiesysteem. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal een verzoek van een beheerder van een gesloten distributiesysteem tot een andere overeenkomst niet op onredelijke gronden weigeren. De overeenkomst wordt vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
**9.** Het eerste tot en met het negende lid is van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, tenzij anders overeengekomen tussen de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet en de desbetreffende beheerder van een gesloten distributiesysteem. De netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet zal een verzoek van een beheerder van een gesloten distributiesysteem tot een andere overeenkomst niet op onredelijke gronden weigeren. De overeenkomst wordt vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.16
|
||||
|
||||
|
|
@ -3798,13 +3782,13 @@ b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt, als bedoeld in artikel 2.
|
|||
|
||||
**5.** De gegevens bedoeld in het eerste lid, worden wekelijks, uiterlijk op woensdag voor de komende week ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vierde lid, dagelijks, uiterlijk om 09.00 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld.
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het eerste lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vijfde lid, dagelijks, uiterlijk om 09.00 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.17
|
||||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Netbeheerders van onderling gekoppelde distributienetten bepalen in onderling overleg en verstrekken vervolgens elkaar, van elk afzonderlijk station waarin de netten worden gekoppeld, de uit te wisselen de plannings- en prognosegegevens, jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor de komende tien jaar, inhoudende:
|
||||
Netbeheerders van onderling gekoppelde distributienetten bepalen in onderling overleg en verstrekken vervolgens elkaar, van elk afzonderlijk station waarin de netten worden gekoppeld, uit te wisselen de plannings- en prognosegegevens, jaarlijks, uiterlijk op 1 april, inhoudende een zo goed mogelijke schatting voor de komende tien jaar, van:
|
||||
|
||||
a. de ontwikkeling van de wintermaxima, de zomermaxima en de dalbelasting op jaarbasis;
|
||||
b. een beschrijving van het belastingpatroon (bijvoorbeeld standaard dagcurve voor een werkdag, zaterdag en zondag);
|
||||
|
|
@ -3830,21 +3814,21 @@ c. het blindvermogen met richting.
|
|||
|
||||
De gegevens als bedoeld in het derde lid worden verstrekt onder vermelding van:
|
||||
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter de verbruiksinstallatie zich bevindt;
|
||||
a. de EAN-code van de aansluiting, als bedoeld in artikel 2.1.1 van de Informatiecode elektriciteit en gas, waarachter het distributienet zich bevindt;
|
||||
b. de EAN-code van het desbetreffende overdrachtspunt, als bedoeld in artikel 2.4, vierde lid.
|
||||
|
||||
**5.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, wordt jaarlijks, uiterlijk op 1 april, een zo goed mogelijke schatting voor het komende jaar ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het derde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
**6.** Van de gegevens bedoeld in het derde lid, worden wijzigingen ten opzichte van de gegevens, ter beschikking gesteld overeenkomstig het vijfde lid, maandelijks, uiterlijk op de vijfde dag van de maand, voor de komende maand ter beschikking gesteld.
|
||||
|
||||
**7.** De gegevens bedoeld in het derde lid, worden dagelijks, uiterlijk om 15:15 uur voor de komende dag ter beschikking gesteld en bestaan uit een MW-waarde en Mvar-waarde per kwartier.
|
||||
|
||||
**8.**
|
||||
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zevende lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid op het net in te voeden werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet ter beschikking gesteld, in geval van een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit:
|
||||
Wijzigingen ten opzichte van de overeenkomstig het zevende lid ter beschikking gestelde prognose van de hoeveelheid met het net uit te wisselen werkzaam vermogen, worden direct na het bekend worden van die wijziging aan de netbeheerder ter beschikking gesteld, in geval van een maximaal met het net uit te wisselen werkzaam vermogen:
|
||||
|
||||
a. Groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van maximaal met het net uit te wisselen werkzaam vermogen;
|
||||
b. Groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
a. groter dan 60 MW en kleiner dan 200 MW als de wijziging groter is dan 5% van het maximaal met het net uit te wisselen werkzaam vermogen;
|
||||
b. groter dan of gelijk aan 200 MW als de wijziging groter is dan 10 MW.
|
||||
|
||||
**9.** Het eerste tot en met achtste lid is van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op een distributienet, tenzij anders overeengekomen tussen de netbeheerder van dat distributienet en de desbetreffende beheerder van een gesloten distributiesysteem. De netbeheerder van het desbetreffende distributienet zal een verzoek van een beheerder van een gesloten distributiesysteem tot een andere overeenkomst niet op onredelijke gronden weigeren. De overeenkomst wordt vastgelegd in de aansluit- en transportovereenkomst.
|
||||
|
||||
|
|
@ -3883,7 +3867,7 @@ b. standmeldingen van de vermogensschakelaars zodat op een juiste wijze gesignal
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder, van elk afzonderlijk overdrachtspunt van een aansluiting waarachter zich een elektriciteitsproductie-eenheid bevindt, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW aangesloten op een distributienet verstrekt de netbeheerder, van elk afzonderlijk overdrachtspunt van een aansluiting waarachter zich die elektriciteitsproductie-eenheid bevindt, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. de standmeldingen van de vermogensschakelaars;
|
||||
b. de stroomsterkte;
|
||||
|
|
@ -3892,14 +3876,14 @@ d. het spanningsniveau.
|
|||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
De regionale netbeheerder stelt aan de aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit van groter dan of gelijk aan 1 MW aangesloten op het regionale net de volgende realtimegegevens ter beschikking:
|
||||
De regionale netbeheerder stelt aan de aangeslotene die beschikt over een elektriciteitsproductie-eenheid met een maximumcapaciteit groter dan of gelijk aan 1 MW aangesloten op het regionale net de volgende realtimegegevens ter beschikking:
|
||||
|
||||
a. standmeldingen van de vermogenschakelaars en spanning- en stroommetingen die voor een adequate beveiliging van de elektriciteitsproductie-eenheid bij storingen vanuit het net noodzakelijk zijn;
|
||||
b. standmeldingen van de vermogenschakelaars zodat op een juiste wijze gesignaleerd kan worden of de elektriciteitsproductie-eenheid met het net is verbonden.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.23
|
||||
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, van elk afzonderlijk overdrachtspunt van de aansluiting waarachter zich de verbruiksinstallatie bevindt, van elke afzonderlijke verbruiksinstallatie, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
Een aangeslotene die beschikt over een verbruiksinstallatie aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, van elk afzonderlijk overdrachtspunt van de aansluiting waarachter zich die verbruiksinstallatie bevindt, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. de standmeldingen van de vermogensschakelaars behorend bij het overdrachtspunt van de aansluiting;
|
||||
b. de richting en de grootte van het werkzaam vermogen en het blindvermogen; en
|
||||
|
|
@ -3926,26 +3910,26 @@ b. de richting en de grootte van het blindvermogen.
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
De netbeheerder, waarvan het net is aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, per overdrachtspunt, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
De netbeheerder, waarvan het distributienet is aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet, verstrekt de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, per overdrachtspunt, de realtimegegevens, te weten:
|
||||
|
||||
a. de benodigde standmeldingen voor het realiseren van de vergrendelingen;
|
||||
b. indien van toepassing de informatie op veldniveau zoals vastgelegd in bijlage B van de "Functionele afspraken secundaire interfacing nieuwe RNB transformatorvelden" versie 1.4 d.d. 13 oktober 2014, dan wel de daarvoor in de plaats tredende afspraken;
|
||||
c. ten behoeve van de uitvoering on line (actuele bedrijfsvoering):
|
||||
|
||||
1°. de best beschikbare gegevens voor de Σproductie in het deelnet per primaire energiebron;
|
||||
2°. de best beschikbare gegevens voor de Σverbruik in het deelnet;
|
||||
3°. productie van alle productie-eenheden groter dan 60 MW;
|
||||
4°. schakelsituatie net (status), belasting en spanningen op overdrachtspunten met het bovenliggende net, belangrijke maascircuits en overdrachtspunten tussen deelnetten.
|
||||
1°. de best beschikbare gegevens voor de de som van de productie in het deelnet per primaire energiebron;
|
||||
2°. de best beschikbare gegevens voor de de som van het verbruik in het deelnet;
|
||||
3°. productie van alle elektriciteitsproductie-eenheden groter dan 60 MW;
|
||||
4°. schakelsituatie net (status), belasting en spanningen op overdrachtspunten met het bovenliggende net, belangrijke maascircuits en overdrachtspunten tussen deelnetten;
|
||||
d. op verzoek de navolgende bedrijfsmetingen in het transformatorveld:
|
||||
|
||||
1°. 1*Ug gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*If fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. MW primaire zijde met richting;
|
||||
4°. Mvar primaire zijde met richting;
|
||||
5°. MW secundaire zijde met richting;
|
||||
6°. Mvar secundaire zijde met richting;
|
||||
7°. MW tertiaire zijde met richting;
|
||||
8°. Mvar tertiaire zijde met richting.
|
||||
1°. 1*U_g gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*I_f fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. het werkzaam vermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
4°. blindvermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
5°. werkzaam vermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
6°. blindvermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
7°. werkzaam vermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
8°. blindvermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
|
||||
**2.** Het eerste lid, met uitzondering van onderdeel b, is van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op het landelijk hoogspanningsnet.
|
||||
|
||||
|
|
@ -3959,15 +3943,15 @@ c. ten behoeve van de uitvoering on line (actuele bedrijfsvoering) de schakelsit
|
|||
d. de trapstanden van de transformatoren;
|
||||
e. indien van toepassing op verzoek de navolgende bedrijfsmetingen in het transformatorveld:
|
||||
|
||||
1°. 1*Ug gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*If fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. MW primaire zijde met richting;
|
||||
4°. Mvar primaire zijde met richting;
|
||||
5°. MW secundaire zijde met richting;
|
||||
6°. Mvar secundaire zijde met richting;
|
||||
7°. MW tertiaire zijde met richting;
|
||||
8°. Mvar tertiaire zijde met richting.
|
||||
f. het blindvermogen in het reactor- en condensatorveld.
|
||||
1°. 1*U_g gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*I_f fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. het werkzaam vermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
4°. blindvermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
5°. werkzaam vermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
6°. blindvermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
7°. werkzaam vermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
8°. blindvermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
f. het blindvermogen in het reactor- en condensatorveld;
|
||||
g. de gegevens van de state estimator van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, te weten de amplitude en de fase van de spanning (complexe lijnspanning).
|
||||
|
||||
### Artikel 13.27
|
||||
|
|
@ -3978,25 +3962,25 @@ Netbeheerders van onderling gekoppelde distributienetten bepalen in onderling ov
|
|||
|
||||
a. de benodigde standmeldingen voor het realiseren van de vergrendelingen;
|
||||
b. indien van toepassing de informatie op veldniveau zoals vastgelegd in bijlage B van de "Functionele afspraken secundaire interfacing nieuwe RNB transformatorvelden" versie 1.4 d.d. 13 oktober 2014, dan wel de daarvoor in de plaats tredende afspraken;
|
||||
c. Ten behoeve van de uitvoering on line (actuele bedrijfsvoering):
|
||||
c. ten behoeve van de uitvoering on line (actuele bedrijfsvoering):
|
||||
|
||||
1°. de best beschikbare gegevens voor de Σproductie in het deelnet per primaire energiebron (geldt alleen voor 'van onderliggend net, naar bovenliggend net');
|
||||
2°. de best beschikbare gegevens voor de Σverbruik in het deelnet (geldt alleen voor 'van onderliggend net, naar bovenliggend net');
|
||||
3°. productie van alle productie-eenheden groter dan 60 MW;
|
||||
1°. de best beschikbare gegevens voor de de som van de productie in het deelnet per primaire energiebron (geldt alleen voor 'van onderliggend net, naar bovenliggend net');
|
||||
2°. de best beschikbare gegevens voor de de som van het verbruik in het deelnet (geldt alleen voor 'van onderliggend net, naar bovenliggend net');
|
||||
3°. productie van alle elektriciteitsproductie-eenheden groter dan 60 MW;
|
||||
4°. schakelsituatie net (status), belasting en spanningen op overdrachtspunten met het bovenliggende net, belangrijke maascircuits en overdrachtspunten tussen deelnetten;
|
||||
d. op verzoek de navolgende bedrijfsmetingen in het transformatorveld:
|
||||
|
||||
1°. 1*Ug gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*If fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. MW primaire zijde met richting;
|
||||
4°. Mvar primaire zijde met richting;
|
||||
5°. MW secundaire zijde met richting;
|
||||
6°. Mvar secundaire zijde met richting;
|
||||
7°. MW tertiaire zijde met richting;
|
||||
8°. Mvar tertiaire zijde met richting.
|
||||
1°. 1*U_g gekoppelde spanning primaire zijde;
|
||||
2°. 1*I_f fasestroom, primaire zijde;
|
||||
3°. het werkzaam vermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
4°. blindvermogen aan de primaire zijde met de richting;
|
||||
5°. werkzaam vermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
6°. blindvermogen aan de secundaire zijde met de richting;
|
||||
7°. werkzaam vermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
8°. blindvermogen aan de tertiaire zijde met de richting;
|
||||
e. het werkzame vermogen en blindvermogen in het eventueel op het desbetreffende station aanwezige elektriciteitsproductie-installatieveld;
|
||||
f. het blindvermogen in het op het desbetreffende station eventueel aanwezige reactor- en condensatorveld;
|
||||
g. Bij koppeling op gelijk spanningsniveau stellen de betrokken netbeheerders elkaar op verzoek de stationsspanning ter beschikking.
|
||||
g. bij koppeling op gelijk spanningsniveau stellen de betrokken netbeheerders elkaar op verzoek de stationsspanning ter beschikking.
|
||||
|
||||
**2.** Het eerste lid is van overeenkomstige toepassing op een beheerder van een gesloten distributiesysteem, aangesloten op een distributienet, tenzij anders overgekomen tussen de netbeheerder van dat distributienet en de desbetreffende beheerder van een gesloten distributiesysteem.
|
||||
|
||||
|
|
@ -4014,9 +3998,9 @@ In artikel 13.21 tot en met 13.28, wordt met realtime bedoeld een representatie
|
|||
|
||||
De netbeheerder registreert per aansluiting de volgende gegevens en geeft de desbetreffende aangeslotene desgevraagd inzage in de omtrent zijn aansluiting en aangesloten installatie vastgelegde gegevens:
|
||||
|
||||
a. van elke aansluiting waarachter zich een of meer productie-eenheden bevinden, per productie-eenheid de gegevens genoemd in de artikelen 13.1 of 13.2;
|
||||
a. van elke aansluiting waarachter zich een of meer elektriciteitsproductie-eenheden bevinden, per elektriciteitsproductie-eenheid de gegevens genoemd in de artikelen 13.1 of 13.2;
|
||||
b. van elke aansluiting waarachter zich een of meer verbruikseenheden bevinden, per verbruikseenheid de gegevens genoemd in de artikelen 13.3 of 13.4;
|
||||
c. van elke aansluiting waarachter zich een net of een gesloten distributiesysteem bevindt, per overdrachtspunt van de aansluiting de gegevens genoemd en de artikelen 13.5 t/m 13.7.
|
||||
c. van elke aansluiting waarachter zich een net of een gesloten distributiesysteem bevindt, per overdrachtspunt van de aansluiting de gegevens genoemd en de artikelen 13.5 tot en met 13.7.
|
||||
|
||||
### Paragraaf 13.5. Beheer en organisatie van het berichtenverkeer ten behoeve van de gegevensuitwisseling bedoeld in dit hoofdstuk
|
||||
|
||||
|
|
@ -4024,13 +4008,13 @@ c. van elke aansluiting waarachter zich een net of een gesloten distributiesyste
|
|||
|
||||
**1.**
|
||||
|
||||
Ten behoeve van de gegevensuitwisseling, bedoeld in de artikelen 10.11 tot en met 10.28, artikel 13.11, achtste lid en negende lid, artikel 13.12, zesde lid en zevende lid, artikel 13.13 zesde lid en zevende lid, artikel 13.14, zesde lid en zevende lid, artikel 13.15, zesde lid en zevende lid en artikel 13.17, zesde lid en zevende lid, 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 en voor zover van toepassing aangeslotenen geldt omtrent:
|
||||
Ten behoeve van de gegevensuitwisseling, bedoeld in de artikelen 10.11 tot en met 10.28, artikel 13.11, achtste lid en negende lid, artikel 13.12, zevende lid en achtste lid, artikel 13.13 zesde lid en zevende lid, artikel 13.14, zesde lid en zevende lid, artikel 13.15, zesde lid en zevende lid en artikel 13.17, zesde lid en zevende lid, 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 BRP’s en voor zover van toepassing aangeslotenen geldt omtrent:
|
||||
|
||||
a. berichtspecificaties voor de (elektronische) berichtenuitwisseling;
|
||||
b. procedures en specificaties van het te gebruiken centrale communicatiesysteem voor de geautomatiseerde berichtenuitwisseling;
|
||||
c. communicatieprotocollen voor de dagelijkse informatie-uitwisseling;
|
||||
d. specificaties waaraan de energieprogramma’s en daarmee verband houdende berichten moeten voldoen;
|
||||
e. specificaties waaraan de transportprognoses moeten voldoen;
|
||||
d. specificaties waaraan de energieprogramma’s en daarmee verband houdende berichten voldoen;
|
||||
e. specificaties waaraan de transportprognoses voldoen;
|
||||
f. het tijdschema waarbinnen het aanleveren en wijzigen van transportprognoses geschiedt.
|
||||
|
||||
**2.** Het in het eerste lid bedoelde centrale communicatiesysteem wordt beheerd door de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet.
|
||||
|
|
@ -4057,7 +4041,7 @@ c. hij binnen twee weken na de hiervoor bedoelde uitnodiging nog geen testcertif
|
|||
|
||||
**3.** Indien een ontheffing op grond van artikel 15, eerste lid, van de Elektriciteitswet 1998 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 artikel 13.32, eerste lid, niet langer open voor het desbetreffende gesloten distributiesysteem.
|
||||
|
||||
**4.** In afwijking van het tweede lid overlegt de beheerder van een net als bedoeld in artikel 5.8 tweede lid een afschrift van het in artikel 5.8 tweede lid bedoelde bestemmingsplan alvorens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het elektronische berichtenverkeer bedoeld in artikel 13.32, eerste lid, open stelt voor de beheerder van een net als bedoeld in artikel 5.8 tweede lid.
|
||||
**4.** In afwijking van het tweede lid overlegt de beheerder van een recreatienet als bedoeld in artikel 5.8, tweede lid, een afschrift van het respectievelijk de in de begripsomschrijving van recreatienet in de Begrippencode elektriciteit bedoelde bestemmingsplan, WOZ-beschikking of notariële akte alvorens de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet het elektronische berichtenverkeer bedoeld in artikel 13.32, eerste lid, open stelt voor de beheerder van dat recreatienet.
|
||||
|
||||
### Artikel 13.35
|
||||
|
||||
|
|
@ -4093,23 +4077,23 @@ c. hij binnen twee weken na de hiervoor bedoelde uitnodiging nog geen testcertif
|
|||
|
||||
### Artikel 14.1
|
||||
|
||||
**1.** Op elektriciteitsproductie-eenheden van het type A die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, is artikel 3.13 niet van toepassing.
|
||||
**1.** Op elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type A zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, is artikel 3.13 niet van toepassing.
|
||||
|
||||
**2.** Op elektriciteitsproductie-eenheden van het type B die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, zijn de artikelen 3.13 en 3.17 tot en met 3.19 niet van toepassing
|
||||
**2.** Op elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type B zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, zijn de artikelen 3.13 en 3.17 tot en met 3.19 niet van toepassing.
|
||||
|
||||
**3.** Op elektriciteitsproductie-eenheden van het type C die op grond van artikel 4, eerste en tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, zijn de artikelen 3.13, 3.17 tot en met 3.19 en 3.24 tot en met 3.26 niet van toepassing.
|
||||
**3.** Op elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type C zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, zijn de artikelen 3.13, 3.17 tot en met 3.19 en 3.24 tot en met 3.26 niet van toepassing.
|
||||
|
||||
**4.** Op elektriciteitsproductie-eenheden van het type D die op grond van artikel 4, eerste en tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, zijn de artikelen 3.13, 3.17 tot en met 3.19, 3.24 tot en met 3.26 en 3.28 tot en met 3.31 niet van toepassing.
|
||||
**4.** Op elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type D zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, zijn de artikelen 3.13, 3.17 tot en met 3.19 en 3.24 tot en met 3.26 en 3.28 tot en met 3.31 niet van toepassing.’
|
||||
|
||||
### Artikel 14.2
|
||||
|
||||
**1.** Elektriciteitsproductie-eenheden van het type A die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, en die zijn aangesloten op een laagspanningsnet, voldoen in aanvulling op paragraaf 3.4 aan het tweede lid.
|
||||
**1.** Onverminderd het bepaalde in artikel 14, eerste lid, voldoen elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type A zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, en die zijn aangesloten op een laagspanningsnet, in aanvulling op paragraaf 3.4, aan het tweede lid.
|
||||
|
||||
**2.** Het parallel schakelen van de elektriciteitsproductie-eenheid dient automatisch te verlopen.
|
||||
|
||||
### Artikel 14.3
|
||||
|
||||
**1.** Elektriciteitsproductie-eenheden van het type A die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, en die zijn aangesloten op een middenspanningsnet, voldoen in aanvulling op paragraaf 3.4 aan het tweede tot en met het zevende lid.
|
||||
**1.** Onverminderd het bepaalde in artikel 14, eerste lid, voldoen elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type A zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, en die zijn aangesloten op een middenspanningsnet, in aanvulling op paragraaf 3.4, aan het tweede tot en met zevende lid.
|
||||
|
||||
**2.** Van de plicht tot het aanbieden van reservevermogen en blindvermogen zijn uitgezonderd elektriciteitsproductie-eenheden die uitsluitend afhankelijk zijn van één of meer niet-regelbare energiebronnen.
|
||||
|
||||
|
|
@ -4119,13 +4103,13 @@ c. hij binnen twee weken na de hiervoor bedoelde uitnodiging nog geen testcertif
|
|||
|
||||
**5.** De aandrijvende machine van de elektriciteitsproductie-eenheid vertoont een rustig gedrag.
|
||||
|
||||
**6.** Indien de elektriciteitsproductie-eenheid niet direct is aangesloten op het net van de netbeheerder, is de bij het ontwerp aan de generator of de machinetransformator toe te kennen spanning afgestemd op de te verwachten gemiddelde bedrijfsspanning op het netaansluitpunt en het gemiddelde spanningsverlies tussen de generator en het aansluitpunt. De spanningsafwijking ter plaatse van de generator is een afgeleide van de spanningsafwijking op het netaansluitpunt.
|
||||
**6.** Indien de elektriciteitsproductie-eenheid niet direct is aangesloten op het net van de netbeheerder, is de bij het ontwerp aan de generator of de machinetransformator toe te kennen spanning afgestemd op de te verwachten gemiddelde bedrijfsspanning op het netaansluitpunt en het gemiddelde spanningsverlies tussen de generator en het netaansluitpunt. De spanningsafwijking ter plaatse van de generator is een afgeleide van de spanningsafwijking op het netaansluitpunt.
|
||||
|
||||
**7.** Indien door de netbeheerder wordt verwacht dat de gemiddelde bedrijfsspanning in de toekomst beduidend zal wijzigen wordt hiermede bij het ontwerp van de installatie rekening gehouden.
|
||||
|
||||
### Artikel 14.4
|
||||
|
||||
**1.** Elektriciteitsproductie-eenheden van het type B en type C die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, voldoen in aanvulling op paragraaf 3.5 aan artikel 14.3 en aan het tweede tot en met achtste lid.
|
||||
**1.** Onverminderd het bepaalde in artikel 14, tweede en derde lid, voldoen elektriciteitsproductie-eenheden van die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type B of C zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, in aanvulling op paragraaf 3.5, aan artikel 14.3 en aan het tweede tot en met achtste lid.
|
||||
|
||||
**2.** Elektriciteitsproductie-eenheden aangesloten op netten met een spanningsniveau van 50 kV en hoger kunnen bedrijf voeren met een arbeidsfactor tussen 1,0 en 0,8 (inductief) gemeten op de generatorklemmen.
|
||||
|
||||
|
|
@ -4155,12 +4139,12 @@ d. parallel aan het net gedurende 5 minuten in bedrijf te blijven.
|
|||
|
||||
In geval van kortsluitingen in een net geldt:
|
||||
|
||||
a. Voor elektriciteitsproductie-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.
|
||||
b. Voor elektriciteitsproductie-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.
|
||||
a. Voor elektriciteitsproductie-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 U_n en 0,7 U_n, na 300 ms. Indien de restspanning een waarde heeft kleiner dan 0,7 U_n mag ontkoppeld worden na 300 ms of na 90% van de kritische kortsluittijd (KKT) indien 300 ms groter is dan 0,9 KKT.
|
||||
b. Voor elektriciteitsproductie-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 kleiner dan 0,7 U_n, na 300 ms of na 90% van de kritische kortsluittijd (KKT) indien 300 ms groter is dan 0,9 KKT.
|
||||
|
||||
### Artikel 14.5
|
||||
|
||||
**1.** Elektriciteitsproductie-eenheden van het type D die op grond van artikel 4, tweede lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) als bestaand worden beschouwd, voldoen in aanvulling op paragraaf 3.5 aan de artikelen 14.3 en 14.4 en aan het tweede tot en met dertiende lid.
|
||||
**1.** Onverminderd het bepaalde in artikel 14, vierde lid, voldoen elektriciteitsproductie-eenheden die overeenkomstig de criteria van artikel 5 van Verordening (EU) 2016/631 als type D zouden worden geclassificeerd maar waarop overeenkomstig artikel 4, eerste lid, van de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG), de Verordening (EU) 2016/631 (NC RfG) niet van toepassing is, in aanvulling op paragraaf 3.5, aan de artikelen 14.3 en 14.4 en aan het tweede tot en met dertiende lid.
|
||||
|
||||
**2.**
|
||||
|
||||
|
|
@ -4188,7 +4172,7 @@ c. na activering gedurende ten minste 15 minuten gehandhaafd te blijven.
|
|||
|
||||
**9.** Bij elektriciteitsproductie-eenheden die niet bijdragen aan het gecontracteerde reservevermogen, is het toegestaan een dode band van de frequentierespons van 500 mHz aan te houden en wordt de statiek ingesteld op 8%.
|
||||
|
||||
**10.** De aangeslotene met een elektriciteitsproductie-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 elektriciteitsproductie-eenheid een belangrijke wijziging ondergaat door middel van beproeving ten genoege van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan dat de elektriciteitsproductie-eenheid voldoet aan de in het tweede tot en met zevende lid neergelegde technische eisen.
|
||||
**10.** De aangeslotene met een elektriciteitsproductie-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 elektriciteitsproductie-eenheid een belangrijke wijziging ondergaat door middel van beproeving ten genoege van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet aan dat de elektriciteitsproductie-eenheid voldoet aan de in artikel 14.4, vijfde tot en met achtste lid neergelegde technische eisen.
|
||||
|
||||
**11.** 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.
|
||||
|
||||
|
|
@ -4219,9 +4203,9 @@ c. installaties.
|
|||
In afwijking van artikel 2.12, hoeft in een overdrachtspunt van een aansluiting tussen het landelijk hoogspanningsnet en een regionaal net tot 1 januari 2030 geen comptabele meetinrichting als bedoeld in hoofdstuk 2 van de Meetcode elektriciteit aanwezig te zijn indien:
|
||||
|
||||
a. het desbetreffende overdrachtspunt op 1 januari 2008 reeds aanwezig was, maar de aansluiting waartoe dat overdrachtspunt behoort tot 1 januari 2008 geen aansluiting tussen het landelijk hoogspanningsnet en een regionaal net was, èn
|
||||
b. de totale hoeveelheid uitgewisselde energie in alle overdrachtspunten van één aansluiting gezamenlijk met behulp van de I2R-methode aantoonbaar kan worden vastgesteld met een onnauwkeurigheid kleiner dan of gelijk aan 0,55%.
|
||||
b. de totale hoeveelheid uitgewisselde energie in alle overdrachtspunten van één aansluiting gezamenlijk met behulp van de I^2R-methode aantoonbaar kan worden vastgesteld met een onnauwkeurigheid kleiner dan of gelijk aan 0,55%.
|
||||
|
||||
**2.** De in het eerste lid bedoelde I2R-methode houdt in dat de hoeveelheid in het (de) overdrachtspunt(en) uitgewisselde energie wordt berekend uit de vijftienminutenwaarden van de comptabele meetinrichtingen in het bovenliggende 110 of 150 kV-net, gecorrigeerd met de Ohmse verliezen in het tussenliggende deel van het desbetreffende 110 of 150 kV-net.
|
||||
**2.** De in het eerste lid bedoelde I^2R-methode houdt in dat de hoeveelheid in het (de) overdrachtspunt(en) uitgewisselde energie wordt berekend uit de vijftienminutenwaarden van de comptabele meetinrichtingen in het bovenliggende 110 of 150 kV-net, gecorrigeerd met de Ohmse verliezen in het tussenliggende deel van het desbetreffende 110 of 150 kV-net.
|
||||
|
||||
**3.** De in het tweede lid bedoelde correctie met de Ohmse verliezen treedt voor de in het eerste lid bedoelde aansluitingen in de plaats van de in de artikelen 1.3.8, 2.1.6, 2.3.2.1, onderdeel j, 2.3.6.1, 2.3.6.6 en 5.1.3.7, onderdeel c, van de Meetcode elektriciteit bedoelde correctie in geval van plaatsing van de comptabele meetinrichting op een andere locatie dan het overdrachtspunt van de aansluiting.
|
||||
|
||||
|
|
@ -4303,541 +4287,18 @@ L = laaguren
|
|||
|
||||
## Bijlage 5. bij
|
||||
|
||||
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 9.28, onderdeel a).
|
||||
|
||||
Date 15/07/2018
|
||||
|
||||
**Whereas**
|
||||
|
||||
SUBMIT THE FOLLOWING LFC BLOCKS DETERMINATION PROPOSAL TO ALL REGULATORY AUTHORITIES:
|
||||
|
||||
### Artikel 1
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 2
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. In this LFC blocks proposal, unless the context requires otherwise:
|
||||
|
||||
a) the singular indicates the plural and vice versa;
|
||||
b) 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 3
|
||||
|
||||
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.
|
||||
|
||||
* SHB: Control Block Slovenia, Croatia and Bosnia/Herzegovina
|
||||
|
||||
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).
|
||||
|
||||
### Artikel 4
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 5
|
||||
|
||||
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.
|
||||
Vervallen
|
||||
|
||||
## Bijlage 6. bij
|
||||
|
||||
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 9.28, onderdeel b).
|
||||
|
||||
12 February 2018
|
||||
|
||||
TSOs, taking into account the following:
|
||||
|
||||
**Whereas**
|
||||
|
||||
SUBMIT THE FOLLOWING CGMM PROPOSAL TO ALL REGULATORY AUTHORITIES:
|
||||
|
||||
### Artikel 1
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. This methodology shall apply to all TSOs in the area referred to in Article 2(2) of Regulation 2017/1485.
|
||||
3. 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
|
||||
|
||||
a. for them to do so is technically feasible and compatible with the requirements of Regulation 2017/1485;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. 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;
|
||||
e. 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.
|
||||
4. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 2
|
||||
|
||||
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.
|
||||
|
||||
### Artikel 3
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. The following principles are applicable to all day-ahead and intraday scenarios:
|
||||
|
||||
a. forecast situation for grid topology
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. network elements that support voltage control shall be included although they may be switched off for operational reasons;
|
||||
iii. the topology shall reflect the operational situation.
|
||||
b. where structural data change during the time period that the scenario relates to
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. 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;
|
||||
c. operational limits
|
||||
|
||||
i. each TSO shall apply the appropriate limits corresponding to Article 14(3) to each network element;
|
||||
ii. for thermal limits, each TSO shall use both PATLs and TATLs.
|
||||
d. with respect to the forecast situation for generation
|
||||
|
||||
i. for intermittent generation each TSO shall use the latest forecast of intermittent generation;
|
||||
ii. for dispatchable generation: each TSO shall base its forecast on schedules;
|
||||
e. with respect to the forecast situation for load
|
||||
|
||||
i. each TSO shall base its forecast on the best forecast of load;
|
||||
f. with respect to the net position in each bidding zone and the flow for each direct current line
|
||||
|
||||
i. each TSO shall use the latest available results pursuant to Article 13 and Article 18.
|
||||
|
||||
### Artikel 4
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. 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.
|
||||
4. 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.
|
||||
5. When building IGMs, in order to ensure their quality, completeness and consistency each TSO shall complete the following steps:
|
||||
|
||||
a. create an up-to-date equipment model comprising the structural data described in Articles 5 to 11;
|
||||
b. identify and incorporate structural changes pursuant to the principles set out in Article 3;
|
||||
c. incorporate up-to-date operating assumptions by including the variable data described in Articles 12 to 16 in the model;
|
||||
d. 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;
|
||||
e. 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;
|
||||
f. ensure that the model is consistent with the net positions and flows on direct current lines established in accordance with Articles 18 and 19;
|
||||
g. 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;
|
||||
h. perform a load flow solution in order to verify
|
||||
|
||||
i. solution convergence;
|
||||
ii. plausibility of nodal voltages and active and reactive power flows on grid elements;
|
||||
iii. plausibility of the active and reactive power outputs of each generator;
|
||||
iv. plausibility of the reactive power output / consumption of shunt-connected reactive devices; and
|
||||
v. compliance with applicable operational security standards;
|
||||
i. if required, modify the equipment model and / or operating assumptions and repeat step (h);
|
||||
j. if applicable, carry out network reduction pursuant to Article 11;
|
||||
k. 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;
|
||||
l. ensure that the IGM meets the quality criteria pursuant to Article 23;
|
||||
m. repeat relevant steps as required and in accordance with the other obligations specified in this methodology.
|
||||
6. Each TSO shall respect the process for merging IGMs into a CGM described in Article 20.
|
||||
7. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 5
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. A unique identifier shall be provided for each network element included.
|
||||
3. 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.
|
||||
4. If any of the data required are not available to the TSO, the TSO shall use its best estimate instead.
|
||||
|
||||
### Artikel 6
|
||||
|
||||
1. 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
|
||||
|
||||
a. of 220 kV or above;
|
||||
b. of less than 220 kV and the grid elements of which are used in regional operational security analysis.
|
||||
2. The relevant grid elements and the data to be provided for these are
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. lines or cables: electrical characteristics, the sub-stations to which these are connected;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. power compensation devices and flexible AC transmission systems (FACTS): type, electrical characteristics, and type of regulation where applicable.
|
||||
3. 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
|
||||
|
||||
a. these parts of the grid have elements which are used in regional operational security analysis, or
|
||||
b. the relevant grid elements in those parts of the grid are connecting
|
||||
|
||||
i. a generation unit or load modelled in detail in accordance with Article 8 or 9 to the 220 kV or higher voltage level;
|
||||
ii. two nodes at the 220 kV or higher voltage level.
|
||||
4. 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.
|
||||
5. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 7
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. Each TSO shall include all relevant network elements on its side of each boundary point in its IGM.
|
||||
3. Each TSO shall include each boundary point in its IGM with a fictitious injection.
|
||||
|
||||
### Artikel 8
|
||||
|
||||
1. Generation units including synchronous condensers and pumps shall be modelled in detail if they are connected at a voltage level
|
||||
|
||||
a. of 220 kV or above;
|
||||
b. of less than 220 kV and they are used in regional operational security analysis.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. Generation capacity not modelled in detail shall be included in the IGM modelled as aggregates.
|
||||
4. 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.
|
||||
5. For generation units modelled in detail the following data shall be included in the IGM:
|
||||
|
||||
a. 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);
|
||||
b. 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;
|
||||
c. power is delivered as well as, if this is required for regional operational security analysis, the associated capability curve;
|
||||
d. 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.
|
||||
6. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 9
|
||||
|
||||
1. Loads shall be modelled in detail if they are connected at a voltage level
|
||||
|
||||
a. of 220 kV or above;
|
||||
b. of less than 220 kV and they are used in regional operational security analysis.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. Loads not modelled in detail shall be included in the IGM modelled as aggregates.
|
||||
4. For both loads modelled in detail and for aggregates of loads separated from generation the following data shall be included in the IGM:
|
||||
|
||||
a. connection point;
|
||||
b. power factor or reactive power;
|
||||
c. 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).
|
||||
5. For loads modelled as aggregates the following data shall be included in the IGM:
|
||||
|
||||
a. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 10
|
||||
|
||||
1. HVDC links shall be modelled regardless of whether these are located entirely within a single bidding zone or they connect two bidding zones.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. For both HVDC links modelled in detail and for those modelled in a simplified manner, the following data shall be included:
|
||||
|
||||
a. connection points.
|
||||
4. 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
|
||||
|
||||
a. electrical characteristics;
|
||||
b. type and characteristics of supported control modes.
|
||||
5. HVDC links modelled in a simplified manner shall be represented by equivalent injections at the connection points.
|
||||
6. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 11
|
||||
|
||||
1. Each TSO shall model HVDC links with adjacent grids pursuant to Article 10.
|
||||
2. Each TSO shall model AC links with adjacent grids as described in this Article.
|
||||
3. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 12
|
||||
|
||||
1. When building its IGM, each TSO shall ensure that
|
||||
|
||||
a. the IGM indicates the switched state, either open or closed, of all modelled switching devices;
|
||||
b. the IGM indicates the tap position of all modelled power transformers with tap changers including phase-shifting transformers;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. 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;
|
||||
e. taking into account c) and d), the topology of the IGM reflects the best forecast operational situation;
|
||||
f. 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;
|
||||
g. the topology of all IGMs created for intraday purposes shall reflect the forced unavailability of modelled equipment.
|
||||
|
||||
### Artikel 13
|
||||
|
||||
1. When building its IGM, each TSO shall respect the following general principles with respect to energy injections and loads:
|
||||
|
||||
a. For the energy injections pattern
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. 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;
|
||||
iii. 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;
|
||||
b. For the load pattern
|
||||
|
||||
i. the IGM specifies an active and reactive power withdrawal for each modelled in- service load and pump;
|
||||
ii. 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.
|
||||
2. When building its IGM, each TSO shall respect the following principles with respect to energy injections:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. for generation units modelled in detail, the availability status shall take into account the following in line with the scenarios described in Article 3:
|
||||
|
||||
i. outage plans;
|
||||
ii. testing profiles;
|
||||
iii. scheduled unavailability;
|
||||
iv. any active power capacity restrictions;
|
||||
c. 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:
|
||||
|
||||
i. for all scenarios
|
||||
|
||||
1. the availability status;
|
||||
2. the applicable priority dispatch policies and agreements;
|
||||
ii. for year-ahead models, the best forecast dispatch based upon a selection of the following:
|
||||
|
||||
1. the relevant current, historical or forecast commercial/market data;
|
||||
2. a distinction between base load generation and marginal generation;
|
||||
3. established generation shift keys, merit orders or participation factors;
|
||||
4. any other relevant information;
|
||||
iii. for day-ahead and intraday models
|
||||
|
||||
1. the latest available market schedules;
|
||||
d. for dispatchable generation units modelled as aggregates, the modelled dispatch pattern shall take into account
|
||||
|
||||
i. for all scenarios the best forecast dispatch pattern based on a selection of the following:
|
||||
|
||||
1. relevant current, historical or forecast commercial/market data;
|
||||
2. distinction between base load generation and marginal generation;
|
||||
3. established generation shift keys, merit orders or participation factors;
|
||||
4. 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;
|
||||
5. any other relevant information;
|
||||
e. 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;
|
||||
f. 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
|
||||
|
||||
i. for year-ahead models the most appropriate forecast in line with the scenarios developed pursuant to Article 65(1) of Regulation 2017/1485;
|
||||
ii. for day-ahead and intraday models the latest forecast of intermittent generation derived from meteorological forecasts;
|
||||
3. When building its IGM, each TSO shall respect the following principles with respect to loads:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. for all scenarios this shall be based upon a selection of the following:
|
||||
|
||||
i. representative historical reference data for the relevant season, day, time, and other relevant data;
|
||||
ii. SCADA and/or metered data;
|
||||
iii. state estimated data;
|
||||
iv. statistical analysis or forecast data;
|
||||
v. distinction between conforming and non-conforming load;
|
||||
vi. planned outages at least for loads modelled in detail;
|
||||
vii. 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;
|
||||
viii. 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;
|
||||
ix. 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;
|
||||
x. for day-ahead and intraday models, for loads modelled in detail the IGM shall reflect the scheduled active and forecast reactive consumption;
|
||||
xi. any other relevant information.
|
||||
|
||||
### Artikel 14
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. For each scenario, each TSO shall ensure that
|
||||
|
||||
a. the IGM specifies, for each explicitly modelled transmission line, cable, transformer and relevant item of DC equipment, either
|
||||
|
||||
i. a PATL if the rating does not depend upon meteorological conditions or the pre-fault loading; or
|
||||
ii. the best forecast rating if the rating is dependent upon meteorological conditions or the pre-fault loading;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. the IGM specifies a TATL duration for all items of transmission equipment for which a TATL is specified, for each TATL specified;
|
||||
d. the IGM specifies a tripping current for each relevant item of explicitly modelled transmission equipment, if applicable;
|
||||
e. 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;
|
||||
f. 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;
|
||||
g. operational security limits specified in the IGM are mutually consistent;
|
||||
h. 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;
|
||||
i. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 15
|
||||
|
||||
1. When building each IGM, each TSO shall specify appropriate control settings for at least the following items of regulating equipment, where modelled and relevant:
|
||||
|
||||
a. power transformers and associated tap changers;
|
||||
b. phase-shifting transformers and associated tap changers;
|
||||
c. reactive compensation devices, including but not limited to
|
||||
|
||||
i. shunt compensators including shunt capacitors or reactors or discretely switchable banks of shunt capacitors or reactors;
|
||||
ii. static VAR compensators;
|
||||
iii. synchronous condensers;
|
||||
iv. static synchronous compensators (STATCOMs) and other flexible AC transmission system (FACTS) devices;
|
||||
d. generators assisting with voltage regulation;
|
||||
e. DC equipment.
|
||||
2. 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:
|
||||
|
||||
a. regulation status -enabled/disabled;
|
||||
b. regulation mode -voltage, active power, reactive power, power factor, current, or other applicable mode;
|
||||
c. regulation target or target range in kV, MW, Mvar, p.u., or other appropriate units;
|
||||
d. regulation target deadband;
|
||||
e. regulation participation factor;
|
||||
f. regulated node.
|
||||
3. 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:
|
||||
|
||||
a. operating mode -inverter/rectifier;
|
||||
b. control mode -voltage, active power, reactive power, power factor, current, or other applicable mode;
|
||||
c. active power targets;
|
||||
d. voltage targets;
|
||||
e. regulated nodes.
|
||||
4. 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.
|
||||
5. 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.
|
||||
6. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 16
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. For each IGM the sum of injections at boundary points shall be equal to the corresponding net position.
|
||||
|
||||
### Artikel 17
|
||||
|
||||
1. 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:
|
||||
|
||||
a. generation shift keys.
|
||||
|
||||
### Artikel 18
|
||||
|
||||
1. For all scenarios for the year-ahead IGMs pursuant to Article 3, each TSO shall follow the CGM alignment procedure described in Article 19.
|
||||
2. For all scenarios for the day-ahead and intraday IGMs pursuant to Article 3,
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. 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.
|
||||
3. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 19
|
||||
|
||||
1. 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
|
||||
|
||||
a. the net position for its bidding zone, being its preliminary net position;
|
||||
b. the flow on each direct current line connected to its bidding zone being the preliminary flows on each direct current line;
|
||||
c. any other input data required by the algorithm pursuant to paragraph 2.
|
||||
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
|
||||
|
||||
a. the sum of adjusted net positions for all bidding zones in the CGM area balances the targeted net position for the CGM area;
|
||||
b. 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.
|
||||
3. 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:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. in its objective function the algorithm shall give appropriate weight to the following when determining the adjustments required:
|
||||
|
||||
i. the size of the adjustments required to each preliminary net position and the preliminary flows on each direct current line, which shall be minimised;
|
||||
ii. 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;
|
||||
c. the algorithm shall specify objective and transparent consistency and quality criteria which the input data required from each TSO shall meet;
|
||||
d. the algorithm shall be robust enough to provide the results pursuant to paragraph 2 in all circumstances given the input data provided to it.
|
||||
4. TSOs shall agree on procedures
|
||||
|
||||
a. to reduce the absolute value of the sum of preliminary net positions for all bidding zones in the CGM area; and
|
||||
b. to provide updated input data if necessary; and
|
||||
c. to take into account reserve capacity and stability limits if it becomes necessary to update input data.
|
||||
5. TSOs shall regularly review and, if appropriate, improve the algorithm.
|
||||
6. 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.
|
||||
7. 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.
|
||||
8. 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:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. security coordinators (if any).
|
||||
9. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 20
|
||||
|
||||
1. 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:
|
||||
|
||||
a. check the consistency of the IGMs provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. ensure that each CGM created is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
|
||||
e. identify violations of operational security limits in the CGM;
|
||||
f. 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;
|
||||
g. 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.
|
||||
2. All TSOs shall jointly define the requirements applicable to the regional security coordinators and the merging process in accordance with Article 23.
|
||||
3. 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.
|
||||
4. All TSOs shall jointly define substitution rules applicable to IGMs that do not meet the quality criteria set out in Article 23.
|
||||
5. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 21
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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:
|
||||
|
||||
a. 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
|
||||
|
||||
i. the net position for its bidding zone, comprising its preliminary net position;
|
||||
ii. the flow on each direct current line connected to its bidding zone comprising the preliminary flows on each direct current line;
|
||||
iii. 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;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. 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;
|
||||
e. 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;
|
||||
f. 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;
|
||||
g. each TSO shall be able to make all its IGMs available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
|
||||
h. 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;
|
||||
i. 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;
|
||||
j. all regional security coordinators shall be able to make the CGM available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
|
||||
k. all information required with respect to boundary points pursuant to Article 7 shall be available via the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
|
||||
l. the following items of information and/or data shall be available to all TSOs via the ENTSO for Electricity operational planning data environment:
|
||||
|
||||
i. generation shift keys.
|
||||
|
||||
### Artikel 22
|
||||
|
||||
1. When preparing year-ahead CGMs, all TSOs and regional security coordinators shall complete the following steps:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. 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);
|
||||
d. 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;
|
||||
e. 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);
|
||||
f. by 01 September plus five business days the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
|
||||
ii. 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;
|
||||
g. by 01 September plus ten business days the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. validate each CGM obtained and ensure it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any).
|
||||
2. 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.
|
||||
3. 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.
|
||||
4. 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:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. 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.
|
||||
c. 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.
|
||||
d. 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.
|
||||
e. 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;
|
||||
f. by time T0 plus 50 minutes on the day before the day of delivery the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
|
||||
ii. 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;
|
||||
g. by time T0 plus 60 minutes on the day before the day of delivery the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. validate each CGM obtained to ensure that it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
|
||||
h. following the validation of the CGM at time T0 plus 60 minutes on the day before the day of delivery
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. the regional security coordinator shall, where applicable, make available an updated CGM including any remedial actions agreed by time T3;
|
||||
i. 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.
|
||||
5. 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.
|
||||
6. When preparing intraday CGMs, all TSOs and regional security coordinators shall complete the following steps:
|
||||
|
||||
a. 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;
|
||||
b. 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;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. by 55 minutes before the reference time the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. check the consistency of the IGM provided by the TSO against the quality criteria defined pursuant to Article 23;
|
||||
ii. 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;
|
||||
e. by 45 minutes before the reference time the TSO's regional security coordinator shall
|
||||
|
||||
i. 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;
|
||||
ii. validate each CGM obtained to ensure that it is consistent with those obtained by all other regional security coordinators (if any);
|
||||
f. without undue delay, following the validation of the CGM 45 minutes before the reference time
|
||||
|
||||
i. 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.
|
||||
7. 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.
|
||||
8. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 23
|
||||
|
||||
1. 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.
|
||||
2. 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.
|
||||
3. 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.
|
||||
4. 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.
|
||||
|
||||
### Artikel 24
|
||||
|
||||
1. Upon approval of the present methodology each TSO shall publish it on the internet in accordance with Article 8(1) of Regulation 2017/1485.
|
||||
2. 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.
|
||||
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:
|
||||
|
||||
a. all TSOs shall jointly develop the governance framework referred to in paragraph 2;
|
||||
b. each TSO shall formalise the delegation agreement with the regional security coordinator referred to in Article 19;
|
||||
c. 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;
|
||||
d. all TSOs shall jointly define the quality criteria and quality indicators referred to in Article 23;
|
||||
e. 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);
|
||||
f. each TSO shall formalise the delegation agreement with the regional security coordinator referred to in Article 20.
|
||||
4. 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.
|
||||
5. All TSOs shall jointly publish the available data related to quality monitoring on a yearly basis following the implementation of the OPDE.
|
||||
|
||||
### Artikel 25
|
||||
|
||||
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.
|
||||
Vervallen
|
||||
|
||||
## Bijlage 7
|
||||
|
||||
[Gereserveerd]
|
||||
|
||||
## Bijlage 8. Specificaties regelvermogen
|
||||
## Bijlage 8. bij
|
||||
|
||||
## Bijlage 9. Specificaties reservevermogen
|
||||
## Bijlage 9. bij
|
||||
|
||||
## Bijlage 10. Specificaties noodvermogen
|
||||
## Bijlage 10. bij
|
||||
|
|
|
|||
Loading…
Add table
Reference in a new issue