Dies ist eine HTML Version eines Anhanges der Informationsfreiheitsanfrage 'Meetings and correspondence of DG CLIMA with SolarPower Europe and EWEA (WindEurope)'.











WindEurope  believes  that  in  a  well-functioning  power  market,  supply  choices  and  corresponding 
investment  decisions are driven by short and long term  price signals.  The  priority of the upcoming 
market design reform is to revitalise price dynamics and complete the Internal Energy Market through 
the  Target  Model  and  further  network expansion.  New market  rules  should  also  allow  renewables 
producers  to  trade  energy  and  ancillary  services  across  borders  on  a  par  with  conventional 
technologies. In general, this means markets with gate closure closer to real-time, larger trading areas, 
more  granular  products  and  marginal  pricing  in  all  timeframes  (except  for  intraday  where  hybrid 
solution can apply).  
 
  Improve power market operations: 
o  Make full use of cross-border transmission capacities; 
o  Ensure continuous intraday trading with harmonised gate closure times closer to real 
time; complementary auctions may be introduced to increase liquidity; 
o  Ensure proper access to balancing markets for renewable producers; and  
o  Improve  existing instruments to hedge against price differences between bidding zones 
in case of congestion. 
  Make the energy only market fit for renewables: 
o  Allow for price spikes in the energy only market and help create hedging instruments for 
short-term price spikes inside the bidding zone;  
o  End price regulation and link wholesale and retail markets; 
o  Improve liquidity in power markets notably in short term timeframes. 
  Create commercial markets for ancillary services. 
  Avoid incentives for excess capacity (make CRMs a last resort against standardised adequacy 
assessment) and accelerate the decommissioning of the most polluting and inflexible generation. 
 
These  measures  will  all  contribute  to  creating  a  more  level  playing  field  for  all  power  generation 
technologies.  Ultimately,  they  may  not  be  sufficient  to  create  meaningful  price  signals  for  RES 
investors. Revenue stabilisation mechanisms (e.g. long term contracts) would therefore be needed (cf. 
document on support mechanisms). 
 
 
1)  Renewables penetration will drive market value towards shorter timeframes 
Implementing well-functioning intraday markets across borders with gate-closure close to real-time 
will 1) provide renewable producers with opportunities to adjust their schedule in case of forecasts 
errors, 2) smooth out the variability induced by renewable in-feed over broader geographical areas. 
2)  Fair conditions for electricity balancing are needed 
Today, wind power generators are balancing responsible in most EU countries where penetration is 
significant  (above  2%).  This  is  however  not  accompanied  by  proper  access  to  balancing  markets 
whereas renewables generators can provide balancing services cost-efficiently. Markets for ancillary 
services should be open to renewables generation and demand resources. This implies more granular 
products, larger balancing areas, possibility of aggregation and marginal clearing of prices.   
 
3)  Over-investment in firm capacity in separate national markets should be avoided 
Further  market  integration  would  help  solving  the  contradiction  between  local  system  adequacy 
concerns  and the  structural overcapacity  in the  EU power system.  If  a capacity gap  is identified by 
Member  State(s),  it  should  prioritise  the  development  of  liquid  short-term  markets  and  the  use of 
cross-border interconnectors to contract firm capacity from abroad over the introduction of CRMs.  
Rue d’Arlon 80, 1040 Brussels, Belgium · T +32 2 213 18 11 · F +32 2 213 18 90 · windeurope.org 
 







 
 
 
 
LEGEND:  
NEW   
new Article proposed by WindEurope 
Blue text  
new legal text proposed by WindEurope 
Black text  
existing legal text under Directive 2009/72/EC 
[…]  
 
comments by WindEurope 
 
Article 4: Monitoring of security of supply 
Member  States  shall  ensure  the  monitoring  of  security  of  supply  issues.  Where  Member  States 
consider it appropriate, they may delegate that task to the regulatory authorities referred to in Article 
35.  Such  monitoring  shall,  in  particular,  cover  the  balance  of  supply  and  demand  on  the  national 
market,  contribution  of  electricity  imports  and  exports,  the  level  of  expected  future  demand  and 
envisaged additional capacity being planned or under construction, including from renewable energy 
sources, and the quality and level of maintenance of the networks, as well as measures to cover peak 
demand and to deal with shortfalls of one or more suppliers. […] 
 
   
 
 
              Article 15: Dispatching and balancing  
[…] 
3.  A Member State shall require system operators to act in accordance with Article 16 of Directive 
2009/28/EC when dispatching generating installations using renewable energy sources. They also 
may  require  the  system  operator  to  give  priority  when  dispatching  generating  installations 
producing combined heat and power. 
 
4.  A Member State may, for reasons of security of supply, direct that priority be given to the dispatch 
of  generating  installations  using  indigenous  primary  energy  fuel  sources,  to  an  extent  not 
exceeding,  in  any  calendar  year,  15%  of  the  overall  primary  energy  necessary  to  produce  the 
electricity consumed in the Member States concerned. 
 
Article 22: Network development and powers to make investment decisions 
[…] 
NEW 
9.  Every  year,  the  distribution  system  operator  shall  submit  an  assessment  of  main  investments 
needs  for  its  grid  to  the  regulatory  authority  so  that  the  network  development  plans  are  duly 
approved.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 


 
 
 
Article 25: Tasks of distribution system operators 
[…] 
4.  A  Member  State  may  require  the  distribution  system  operator,  when  dispatching  generating 
installations,  to  give  priority  to  generating  installations  using  renewable  energy  sources  in 
accordance  with  Article  16  of  Directive  2009/28/EC  or  waste  or  producing  combined  heat  and 
power. 
[…] 
7.  When  planning  the  development  of  the  distribution  network,  energy  efficiency/demand-side 
management  measures  or  distributed  generation  that  might  supplant  the  need  to  upgrade  or 
replace electricity capacity shall may be considered by the distribution system operator provided 
this does not lead to disproportionate levels of curtailment of renewable energy. 
 
Article 37: Duties and powers of the regulatory authority 
 
1.  The regulatory authority shall have the following duties: 
[…] 
NEW 
v)  Monitoring investment plans of the distribution system operators, and providing in its 
annual  report  an  overview  of  the  aggregated  investment  plans  of  the  distribution 
system operators, and an assessment as regards their consistency with renewables 
deployment programme enshrined in the national energy and climate action plans. 
 
6.  The regulatory authorities shall be responsible for fixing or approving sufficiently in advance of 
their entry into force at least the methodologies used to calculate or establish the terms and 
conditions for: 
[…] 
NEW 
b.  The  provision  of  balancing  services  which  shall  be  performed  in  the  most  economic 
manner  possible and provide  appropriate incentives for network  users to balance  their 
input  and  off-takes.  The  balancing  services  shall  be  provided  in  a  fair  and  non-
discriminatory  manner  and  be  based  on  objective  criteria.  Curtailment  of  variable 
renewable energy should be considered as a service of dispatching down power and be 
remunerated  accordingly  via  the  balancing  mechanism  or  a  regulated  compensation 
considering the foregone revenue and be settled close to the time when the curtailment 
occurs. The calculation method for the amount of spilled energy, corresponding cost and 
eventual compensation must be clear and plausibly assessed for all stakeholders; and  
 
9.  The  regulatory  authorities  shall  monitor  congestion management of  national electricity 
systems including interconnectors, and the implementation of congestion management 
rules. To that end, transmission  and distribution  system operators or market operators 
shall  submit  their  congestion  management  rules,  including  capacity  allocation,  to  the 
national  regulatory  authorities.  They  should  include  transparent  rules  for  curtailment 
measures, including systematic justification, annual reporting and regular assessments of 
 




 
 
 
the  cost-benefit  of  curtailment  against  reducing  must-run  obligations  for  conventional 
units. National regulatory authorities may request amendments to those rules.  
 
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new Article proposed by WindEurope 
Blue text  
new legal text proposed by WindEurope 
Black text  
existing legal text under Directive 2009/28/EC 
[…]  
 
comments by WindEurope 
Article 16: Access to and operation of the grids 
[…]
2.  Subject to requirements relating to the maintenance of the reliability and safety of the grid, based 
on transparent and non-discriminatory criteria defined by the competent national authorities:  
[…]
b)  Member States shall ensure that when dispatching electricity generating installations, 
transmissions  and  distribution  system  operators  give  priority  to  generating 
installations using renewable energy sources in so far as the secure operation of the 
national electricity system permits and based on transparent and non-discriminatory 
criteria 
c)  Member  States may only consider removing priority of dispatch  for newly installed 
power plants provided that the following minimum regulatory and market conditions 
are fulfilled: 
i.  Priority of dispatch for any other technology is removed, and ensure must-run 
arrangements for conventional units are minimised; 
ii.  Liquid  intraday  markets  provide  renewables  producers  with  trading 
opportunities close to real-time; 
iii.  Balancing  markets  provide  a  level  playing  field  for  the  participation  of 
renewables producers; and  
iv.  Congestions  are  prevented  by  an  appropriate  level  of  investments  in  grid 
infrastructure,  in line  with the ambition of 2030 integrated national energy 
and climate plans, and the implementation of appropriate grid and market-
related operational measures.  
d)  As long as conditions referred to in paragraph 2-c) are not met, curtailment can only 
be considered as a measure of last resort, systematically justified by the responsible 
system  operators.  To  this  end,  Member  States  shall  require  both  transmission  and 
distribution  system  operators  to  adopt  transparent  curtailment  and  congestion 
management  rules,  including  regulated  compensation  according  to  the  foregone 
revenues  for  the  volume  of  electricity  curtailed,  and  regular  reporting  to  the 
competent regulatory authority. 
e)  When the conditions spelled out in article 16.2-c) are met, Member States shall ensure 
that curtailment of electricity from renewable energy sources is valued as a system 
service to can be remunerated trough the balancing market 
 
 


 
 
 
 
3.  Member States shall require transmission system operators and distribution system operators to 
set up and make public their standard rules relating to the veering and sharing of costs of technical 
adaptations, such as grid connections and grid reinforcements, improved operation of the grid and 
rules on the non-discriminatory implementation of the grid codes, which are necessary in order to 
integrate  new  producers  feeding  electricity  produced  from  renewable  energy  sources  into  the 
interconnected grid. 
 
Those  measures  shall  be  based  on  objective  and  non-discriminatory  criteria  taking  particular 
account of all the costs and benefits associated with the connection of those producers to the grid 
and of the particular circumstances of producers located in peripheral regions and in regions of 
low population density. Those rules may provide for different types of connection.  
 
4.  Where appropriate, Member States may require transmission system operators and distribution 
system  operators  to  bear,  in  full  or  in  part,  the  costs  referred  to  in  paragraph  3.  Shallow  grid 
connection charging regimes, both at transmission and distribution level, shall be applied where 
costs of network reinforcements are already reflected trough power-based injection charges. 
 
Member  States  shall  review  and  take  the  necessary measures  to  improve  the frameworks  and 
rules for the bearing and sharing of costs referred to in paragraph 3 by 30 June 2011 and every 
two years thereafter to ensure the integration of new producers as referred to in that paragraph.  
 
5.  Member States shall require transmission system operators and distribution system operators to 
provide  any  new  producer  or  energy  from  renewable  sources  wishing  to  be  connected  to  the 
system with the comprehensive and necessary information required, including: 
 
a)  A comprehensive and detailed estimate of the costs associated with the connection 
b)  A reasonable and precise timetable for receiving and processing the request for grid 
connection 
c)  A reasonable indicative timetable for any proposed grid connection, not exceeding 12 
months 
 
Member States may allow producers of electricity from renewable energy sources wishing to be 
connected to the grid to issue a call for tender for the connection work. 
 
6.  The sharing of costs referred in paragraph 3 shall be enforced by a mechanism based on objective, 
transparent  and  non-discriminatory  criteria  taking  into  account  the  benefits which  initially  and 
subsequently  connected  producers  as  well  as  transmission  system  operators  and  distribution 
system operators derive from the connections.  
 
Member  States  shall  ensure  a  level  playing  field  between  new  and  existing  generation  on 
connection  charges.  New  generating  capacity  shall  not  be  charged  the  full  cost  of  overall  grid 
reinforcements emerging from their marginal contribution to the power system.  
 
7.  Member  States  shall  ensure  that  the  charging  of  transmission  and  distribution  tariffs  does  not 
discriminate  against  electricity  from  renewable  energy  sources,  in  particular  for  the  setting  of 
injection charges. Injection charges, where applied should be harmonised on the basis of energy-
based  tariffs  and  removed  in  the  long  term  as  future  investment  decisions  will  be  driven  by 
resource availability.  
 
 




 
 
 
The inclusion of locational signals in network tariffs, in particular for electricity from renewable 
energy  sources  produced  in  peripheral  regions,  such  as  island  regions,  and  in  regions  of  low 
population  density,  should  be  carefully  evaluated  by  competent  regulatory  authorities.  If 
locational  charging  is  applied  in  a  Member  State,  it  should  be  reflected  in  connection  charges 
rather than through injection charges. Such charges must be cost-reflective, be properly justified 
and scrutinised against distortive effects on investment decisions.  
 
Member  States  shall  ensure  that  the  charging  of  transmission  and  distribution  tariffs  does  not 
discriminate against gas from renewable energy sources.  
[…] 
 
New Paragraph 12 to be inserted:  
 
Member  States  shall  ensure  the  integration  of  renewable  energy  in  all  electricity  markets, 
including the markets for balancing and other ancillary grid services. 
 
To encourage the integration of renewable energy in all markets, Member States shall ensure that 
gate closure times for intra-day and balancing markets are harmonised and set as close to real 
time as possible and that trading intervals for all markets are shortened.  
 
  Network tariffs, April 2016 
  Balancing commandments, June 2016 
  Market design, June 2015 
  Priority dispatch and curtailment, June 2016