Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator

#### SPECIFICATIES
De transformator is van het oliegekoelde type met natuurlijke koeling.

| Kenmerk | Waarde |
|---|---|
| Nominaal vermogen: | 630 kVA |
| Koeling: | ONAN |
| Dielektricum: | minerale olie, (max 2 ppm PCB's) |
| Isolatieniveau: | 17,5kV |
| Primaire spanning: | te controleren bij de netbeheerder |
| HS aansluitingen: | plug in stekkers (250 A) conform NBN 50180 ; Interface A |
| LS aansluitingen: | porseleinen DIN klemmen met aansluitingvlaggen |
| HS-regeling: | spanningsloos omschakelbaar, 5 stappen, -5, -2,5, 0, +2,5, +5% |
| Secundaire spanning: | 3 x 420V + N |
| Schakelgroep: | DYN 11 |
| Verliezen: | A04K (conform Ecodesign 2021) |Kortsluitspanning:
4% (50 tot 630 kVA) Verdere voorzieningen:
* 2 oriënteerbare transportwielen
* 2 hef- en trekogen
* aardingsklemmen
* kenplaat
* vulopening
* leegloopdop van DIN type (A 22 of A 31 )
* LS kap IP 2X voorzien om de L.S. klemmen aanrakingvrij te houden
* op laagspanningszijde wordt naast de transformator een laagspanningskast opgesteld.
* In de laagspanningskast wordt een 4-polige LS-vermogensschakelaar voorzien, geschikt om de installatie visueel te scheiden aan secundaire kant.
* temperatuurbeveiliging via een DMCR-relais.
* DMCR-relais wordt bekabeld op een uitschakelspoel op de desbetreffende beveiligingsschakelaar op middenspanningszijde.
* onder de transformator wordt een metalen olieopvangbak voorzien welke de totale hoeveelheid olie kan opvangen. Proefverslagen:
Iedere transformator wordt onderworpen aan de routineproeven volgens NBN C 52 100 en geleverd met een testverslag. Op aanvraag kunnen type en speciale proeven gecertificeerd worden door een erkend onafhankelijk laboratorium. Volgende proefverslagen worden meegeleverd:
* controle van de schakelgroep.
* meting van de weerstand der wikkelingen.
* meting van de belastingsverliezen en nullaststroom.
* meting van belastingverliezen en kortsluitspanning.
* meting van de transformatieverhouding.
* diëlektrische MS- en LS-test met geïnduceerde spanning. Voedingsleidingen
Aanleg volgens de voorschriften van de distributienet beheerder (DNB).
Doorvoeren door wanden in polyethyleen te voorzien. 2.17. PV-installaties 2.17.1. Algemeen Omschrijving
Op het dak van het nieuw gebouw dienen PV-installaties voorzien te worden die 18 kW piekvermogen kunnen leveren. De installaties worden geplaatst in de daartoe voorziene zones op het dak. De conformiteit van de gebruikte onderdelen met de Europese reglementen betreffende complete veiligheid wordt aangetoond door het CE merk. De installatie dient te voldoen aan IEC 60364-7-712:2002 (elektrische installaties van gebouwen Deel 7-712 - bepalingen voor bijzondere installaties of locaties – fotovoltaïsche voedingssystemen). Meting
Meeteenheid: Globale Prijs (GP)
Aard van de overeenkomst: Forfaitaire Hoeveelheid (FH) Specificaties
De panelen hebben een minimaal piekvermogen van 400 Wp. Ze zijn van een tier 1 merk met een rendement na 25 jaar van minstens 85%. De aannemer legt bij de uitvoering 2 berekeningen voor: een met zuidoriëntatie en een met een oost-west oriëntatie. # Uitvoeringsstudie en ontwerp

De aannemer maakt een gedetailleerde uitvoeringsstudie en ontwerp van de photovoltaïsche installaties. Deze uitvoeringsstudies omvatten ten minste:
- dimensionering
- ontwerp van de installaties van de zonnepanelen (panelen en bevestiging)
    - kortsluitberekeningen
    - selectiviteitsstudie
    - kabelberekeningen m.b.t.:
        - overstromen
        - kortsluiting
        - indirecte aanraking
        - spanningsval
- ontwerp van de elektrische infrastructuren (elektrische schema's)
- inplantingsplannen
- eventueel vereiste stabiliteitsstudies
- risico- en veiligheidsanalyse # Omvang der werken

- Het leveren en plaatsen van de PV-panelen – op draagstructuur, de bekabeling en alle ander constructiemateriaal
- Het leveren van alle bekabeling en het maken van de nodige doorvoeren in samenspraak met de technisch medewerker van de aanbestedende overheid.
- Het leveren en plaatsen van de omvormers.
- Het leveren en plaatsen van de nodige beveiliging (kortsluitstromen, overspanning, bliksem,...)
- Het leveren en plaatsen van de kWh-meter.
- Het keuren van de volledige installatie op conformiteit met het Algemeen Reglement voor Elektrische Installaties (AREI) door een erkend keuringsorganisme – gekozen in samenspraak met de gemeente. Daarnaast zal ook de netkoppeling door een door de netbeheerder erkend organisme gecontroleerd worden. Enkel na schriftelijke toestemming van de netbeheerder mag de installatie op het distributienet aangesloten worden. De aannemer legt blanco keuringsverslagen voor Alle keuringskosten zijn voor rekening van de aannemer.
- De aannemer legt een eventueel gemaakte groene stroomcertificaten aan.
- Het vermogen wordt gelijktijdig vermeld over de verschillende fases. # PV-panelen

De aannemer legt de technische fiche van de voorgestelde PV-panelen ter goedkeuring voor. Hierbij dienen naast de afmetingen en het gewicht eveneens minimaal volgende parameters vermeld te worden :
- De opbouw van het paneel (samenstellende onderdelen)
- Het plaatsingssysteem
- Het nominaal vermogen van het paneel uitgedrukt in kWp. Het vermogen van panelen wordt gemeten onder internationaal vastgelegde testcondities (STC, Standard Test Conditions)
- De tolerantie op dit vermogen in plus en min uitgedrukt in %
- De rendementsgarantie/vermogensgarantie op lange termijn
- De productgarantie
- De wijze waarop de verschillende panelen aan elkaar gekoppeld worden
- De kortsluitveiligheid, de beschermingsgraad

De panelen voldoen eveneens aan volgende voorwaarden
- Maximale vermogentemperatuurcoëfficiënt: -0,5%/°C
- Maximum tolerantie op het piekvermogen: 5%
- De modules moeten voorzien zijn van een beveiliging tegen hot spots
- Het vermogen van de PV panelen wordt gemeten conform de normen voor zonnecellen en PV-panelen van het Internationaal Elektrotechnisch Comité.
- De opgegeven hoeveelheid geproduceerde elektrische stroom in kWh op jaarbasis moet voldoendegedocumenteerd worden bij de inschrijving (de berekening van de omzetting van de zonne-energie in elektrische stroom rekening houdende met ons klimaat, stralingsschema van de zon, de dakhelling, enz.):
*   De PV-panelen moeten voldoen aan de elektrotechnische norm IEC61215 die naast elektrische prestaties ook vochtbestendigheid, extreme temperatuurschommelingen en hagelbestendigheid test.
*   Beschermingsgraad: IP65 minimaal
*   Werkingstemperatuur: tussen -40 en + 85°C De bevestiging gebeurt door middel van zelfdragende, auto-stabiele losliggende frames. Het plaatsen van ballast dient geminimaliseerd te worden, het plaatsingssysteem moet ter goedkeuring worden voorgelegd. Een waterdichte afwerking moet gegarandeerd zijn. Bij plaatsing op platte daken mag de waterdichtheid laag het beschadigd worden. De nodige maatregelen dienen hiervoor getroffen te worden. De huidige afvoer van regenwater mag nergens verhinderd worden door de draagstructuur van de panelen.
De oriëntatie en hellingshoek van de panelen moet zodanig uitgevoerd worden dat er geen enkele beschaduwing optreedt.
Het gebruikte materiaal, van de metalen constructiedelen en bevestigingsmiddelen is niet onderhevig aan corrosie. De modules zijn op die manier gemonteerd zodat diefstal van de panelen wordt tegengegaan.
Een beschrijving van de maatregel(en) wordt in de offerte opgenomen. De opdrachtgever kan niet aansprakelijk worden gesteld bij diefstal. De omvormer
*   De omvormer of (PV) inverter zet gelijkstroom om naar wisselstroom en realiseert de synchronisatie met het net. De omvormer schakelt automatisch uit bij netstoring of net onderbreking. Dit gebeurt door controle van zowel spanning, frequentie als impedantie van het elektrisch net.
*   Het maximaal verbruik stand-by modus is 10W.
*   Het nominale ingaande vermogen (maximale uitgaande vermogen / invertorrendement bij vollast) van de invertor moet tussen 80 en 120% van het piekvermogen van het aangesloten fotovoltaïsche array liggen.
*   De invertor dient zodanig gedimensioneerd te worden dat zijn MPP tracking bereik de MPP spanning van de fotovoltaïsche array bij -10°C tot +70°C omvat. Wanneer lucht kan stromen langs de achterkant van de fotovoltaïsche modules, mag 80°C de maximale temperatuur verondersteld worden.
*   De maximaal toegelaten ingangsspanning van de invertor dient groter te zijn dan de open klemspanning van de fotovoltaïsche array bij -10°C en 1000W/m².
*   De omvormer moeten in serie geplaatst worden: serie-inverter (string inverter). Er moeten voldoende omvormers voorzien worden. Het aantal modules per invertor moet vermeld worden. De beveiliging van de stringingangen moet voldoen aan IEC 60364-7-712.
*   De invertor moet binnen voldoende ruime grenswaarden van de spanning steeds het maximale vermogen kunnen opzoeken (maximale vermogen puntenrijking MPP).
*   De invertoren moeten voldoen aan de laatste aangepaste richtlijnen van het AREI:
*   De invertoren, die buiten geplaatst worden moeten waterdicht zijn conform de norm IP 65.
*   De inventoren moeten voorzien zijn van een overspanningbeveiliging tegen inductieve spanningen.
*   Deringen conform Europese en Belgische normen.
*   Indien de gelijkspanningszijde en de wisselspanningszijde van de invertor niet galvanisch gescheiden zijn, moet dit aangegeven worden op de invertor.
*   De omvormer moet goed bereikbaar zijn voor controle van de werking van het PV-systeem en de door de omvormer geproduceerde warmte moet voldoende worden afgevoerd door middel van ventilatie.
*   De inventoren zijn voorzien van een seriële interface voor datalogging.
*   De eisen en richtlijnen van de distributienetbeheerder en de eisen uit de nota C10/11 van Synergrid moeten gevolgd worden.
De aanleg van de bekabeling van de omvormers, omvormers en de PV-panelen moet voldoen aan de laatste aangepaste richtlijnen van het AREI.Het aantal kringen dat aangesloten kan worden
De productgarantie bedraagt minstens 5 jaar
Het vermogen van de omvormer(s) wordt bepaalt in functie van het vermogen van de panelen die op deze omvormer aangesloten wordt. Het aantal omvormers wordt bepaald door het totaal vermogen dat geïnstalleerd wordt (kWp).
De aannemer heeft in zijn offerte aan waar de omvormers zullen opgesteld worden en welke bouwkundige maatregelen hij voorziet (ontluchting, koeling, brandveiligheid, ...) om een opstelling te bekomen conform de voorschriften van de fabrikant, het ARB, en ARAB, de brandnormering en plaatselijke brandweer. Alle kosten hiervoor zitten vervat in de inschrijvingsprijs. Bekabeling-gelijkstroom- en wisselstroombekabeling
Bekabeling dient UV- en weersbestendig en gegarandeerd waterdicht te zijn. De aannemer levert hiervoor de nodige certificaten aan.
De leidingen dienen zo kort mogelijk gehouden te worden om de verliezen tot een minimum te beperken. De leidingslengte wordt aangepast in functie van de afstanden.
Binnen het gebouw wordt zowel de horizontale als verticale bekabeling in een door de aannemer voorziene goot gelegd. De goot is voldoende ruim bemeten (voorzien van minimale reserve van 50 %) en de kabels worden op regelmatige afstanden aan de goot bevestigd.
De bekabeling – zowel gelijkstroom- als wisselstroombekabeling – dient zich van alle andere bekabeling (databekabeling, sterkstroom, zwakstroom, glasvezel, ...) te onderscheiden. Dit door toepassing van een specifieke kleur of door het op regelmatige afstanden merken (minimaal om de 3 meter).
Kabels geïnstalleerd op daken moeten geschikt zijn voor een temperatuurbereik van -20°C tot 80°C. Dit geldt ook voor het gebruikte installatiemateriaal (bv. kabelgoten) Geijkte kWh-meter zonne-energie, beveiligingen (overspanning en bliksem), aarding
De kWh-meter registreert de geproduceerde hoeveelheid zonne-energie. Deze kWh-meter dient van het geijkte type te zijn (overschrijft nauwkeurigheidsklasse 1 (EEG)).
De gehele installatie (draagstructuur, panelen, bekabeling, omvormers, ...) dienen afzonderlijk gezekerd (hoofdschakelaar, differentieelschakelaar, automaat, ...) en beveiligd te worden tegen overspanning, blikseminslag, kortsluiting, ... Alle kosten zijn hiermee gepaard dienen te zijn in de inschrijvingsprijs begrepen te zijn.
Aarding - De aannemer licht toe welke voorzieningen hij hiervoor getroffen heeft. Hij specificeert welke onderdelen hij zal aarden en op welke wijze. Alle kosten die hiermee gepaard gaan dienen in de inschrijvingsprijs begrepen te zijn.


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator

Proefverslagen
Iedere transformator wordt onderworpen aan de routineproeven volgens NBN C 52 100 en geleverd met een testverslag. Op aanvraag kunnen type en speciale proeven gecertificeerd worden door een erkend onafhankelijk laboratorium.


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator

Technische Eisen voor Omvormers
De omvormers moeten minimaal voldoen aan de volgende vereisten:
1. CE-label
De apparatuur moet voorzien zijn van een CE-label. 2. Normen en Voorschriften
Voldoen aan de meest recente regelgeving, waaronder Synergrid C10/11 – C10/26 (specifiek voor de Belgische markt). 3. De omvormers moeten voldoen aan de technische vereisten voor frequentie- en spanningsregeling.


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator

Materiaal, specificaties en uitvoering
NORMEN
De transformatoren zijn gebouwd in overeenstemming met volgende normen:
* IEC 60076-1 tot 60076-5
* NBN EN 50588-1 en EN 50588 Ecodesign
* NBN C 52-101 tot 105
* IEC 354
* IEC 551
De verliezen, kortsluitspanningen en geluidsniveaus zijn vastgelegd in de norm EN 50588 reeks Ecodesign (AOAK) volgens Synergid. De toleranties op verliezen, kortsluitspanning en geluid zijn conform de Ecodesign richtlijnen.
De magnetische kern wordt vervaardigd uit hoogwaardig koudgewalst siliciumstaal. De stapeling gebeurt volgens een step-lap systeem om het niveau van de nullastverliezen te optimaliseren.
De wikkelingen zijn vervaardigd uit aluminium. Waar het noodzakelijk is zal de fabrikant voor koper opteren; de wikkeltechnologie is doorgaans een foliewikkeling voor de LS en ronddraad voor de HS.
De materialen gebruikt voor de vervaardiging van de transformatoren, zoals isolatiemateriaal, lak, verf, enz. moeten nieuw zijn en vrij zijn van PCB's. Specificaties
De transformator is van het oliegekoelde type met natuurlijke koeling.
* Nominaal vermogen: 800 kVA
* Koeling: ONAN
* Dielectricum: giethars
* Isolatieniveau: 17,5kV
* Primaire spanning: 15-20kV
* HS aansluitingen: plug in stekkers (250 A) conform NBN 50180 ; Interface A
* LS aansluitingen: porseleinen DIN klemmen met aansluitingvlaggen of doorvoerstaver
* HS regeling: spanningloos omschakelbaar, 5 stappen, S: -2,5, 0, +2,5, +5%
* Secundaire spanning: 0,400V + N
* Schakelgroep: DYN 11
* Verliezen: A0ak (conform Ecodesign 2021)
* Kortsluitspanning: 6%


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator

Proefverslagen:
Iedere transformator wordt onderworpen aan de routineproeven volgens NBN C 52 100 en geleverd met een testverslag. Op aanvraag kunnen type en speciale proeven gecertificeerd worden door een erkend onafhankelijk laboratorium.


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator


Question: Kun je een lijst geven van alle technische specificaties geven waar je rekening mee moet houden bij een transformator


Question: Ik zoek meer informatie over dataloggers bij weerstations

3.10.4.5. Weerstation (Theben Meteodata 140 S KNX)
Het weerstation is geschikt voor de detectie van wind, regen, lichtsterkte en temperatuur. De module kan gebruikt worden voor bv de volautomatische aansturing van zonwering van max. 8 gevels door 3 geïntegreerde lichtsterktesensoren (OZW) (1-100000lux). De regenconditie is uitgerust met een verwarmingselement en instelling om dauwvorming te vermijden. Voeding regensensorverwarming: 230V


Question: Ik zoek meer informatie over dataloggers bij weerstations

DC snelladers verder te analyseren


Question: Ik zoek meer informatie over dataloggers bij weerstations

2.2.5.5. Sturing 1: datalogger PV Beschrijving Deze verbinding stelt de gateway kast in staat, om afhankelijk van marktsignalen, de PV installaties aan te sturen. Meting Aard van de overeenkomst: Pro Memorie Toepassing Geen bijkomende kablage voor nodig, dit signaal loopt over dezelfde verbinding als vermeld onder §2.2.5.4


Question: Ik zoek meer informatie over dataloggers bij weerstations


Question: Ik zoek meer informatie over dataloggers bij weerstations

Beschrijving
De tweede input die de batterij nodig heeft voor correcte werking, is de meting van productie van iedere PV installatie. Per datalogger van een PV groep dient deze meting aangesloten te worden. Iedere datalogger fungeert dus als meter voor de batterijen. Meting
Aard van de overeenkomst: GP Toepassing en specificaties
* Leveren, plaatsen, aansluiten, markeren van de kabels, onder te verdelen in
  * Kabel type communicatie TCP-IP, communicatie tussen de datalogger en site EMS*   De kabel wordt gerealiseerd tussen de datalogger van betreffend netontkoppelbord enerzijds, en datarack met de gateway module anderzijds.

### Keuring
Te voorzien voor in dienst name


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?

3
Bouwkunde
- Heiligdossier door te sturen en vragenlijst Vigoris te
beantwoorden door EXV. Inplantingsplan door te sturen zodra
klaar.
- KDP plannen aangevraagd
- Geen palen nodig
- EXV bekijkt of racks vervangen kunnen worden gezien inkuiping.
ARC vraagt ook na.
- Rioleringen? Proefsleuven om te zien waar riolering ligt.
- Aard gas zit inbegrepen in ontwerp.
- Containers op sokkels geplaatst om volume te verhogen
- 2 toegangspoorten te plaatsen aan binnenzijde van perceel. Aan te
werken tegen bestaand hekwerk.


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?

Besproken punt
Site algemeen
Oudere installatie: aan/uit regeling
Nieuwe installatie: sturing met datalogger mogelijk - offerte
opgemaakt met te bevragen. CRM uitlezing is al voorzien op installatie
dus moet niet mee opgenomen worden in offertes. Datakabel te
herwerken want niet UV-bestendig. Contact genomen met Emec voor
planning - meerdrachtschaal's voor veiligheidscontacten. (WDP)
Administratie PO, bankgarantie, docusign, bijkomende offertes...
- Ruiken stuurt documenten ter ondertekening door (WDP).
- Sharepoint ok
Onderhoudscontract te bespreken na 7 jan.
Planning
1) Kopwerk (zie Sharepoint)
Planning uitgewerkt - wachten op levertermijn meetcel, sanering kan al
sneliter gebeuren. Begin februari - afhankelijk van feedback Fluvius.
Update na overleg EXV Fluvius - wellicht pas maart.
2) Grondwerken tussen kopcabine en locatie BESS: Vanaf 12 januari.
Levering cabine BESS week 2 2026. 8 Januari VM gaat Koen langs.
3) Inkuiping en plaatsing BESS: start gieten betonkip eind januari –
meer info volgende meeting over planningActie
EXV/WDP


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?

<image>
Inplantingsplan borden P114-1. De tekening toont de locaties van diverse componenten, waaronder de Netontkoppelkast Batterijen (1), EMS gateway (2), Beveiliging batterij (3), TFO 1 (4), en Netontkoppelkast PV (mezannine) (5). Verder zijn er aanduidingen voor foto's (FOTO 7 t/m FOTO 12), een terreinprofiel en een gebied voor "uitbraak verharding klinkers" met een oppervlakte van 70m².
</image>


Question: Kun je me voor project 6307 een inplantingsplan van de site bezorgen?

<image>
Site plan showing Units 1 through 7, a buffer basin, access roads, and parking areas. Unit 1 (12036C0166/00A000), Unit 2 (12036C0166/00A000), Unit 3 (12036C0166/00A000), Unit 4 (12036C0167/00A000), Unit 5 (12036C0148/00H000), Unit 6 (12036C0145/00E000), and Unit 7 (12036C0145/00E000) are clearly marked. The plan includes elevation markings (e.g., 7.80, 8.10) and directional arrows for traffic flow, along with designated parking spaces.
</image> nieuwe kepcabine
slow charger 22 kw
2 trucks momenteel
dad
2 MWe Caline SMMA
→ Bestellen na vergunning
→ Juni Jul. 26 detailstudie aangevraagd in januar
→ Go workdige Kersdonk


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?

Aanvraag netstudie Fluvius batterijopslag Bouwheer
XXXX
XXX
België
XXXX
Adres
Lammerdries - Winkelstraat 25, 2250 Olen
Studiebureau
Arcade Engineering BV
Groeningelei 132, 2550 Kontich
BTW - BE 0548 702 472
Contactpersoon
XXXX
XXXX
XXXX
Datum Document
14 mei 2025 Toelichting aanvraag

Dit document biedt aanvullende informatie over de aanvraag tot netstudie voor de installatie van een batterijopslagsysteem op de site van Heylen in Olen. Het doel van het project is in de eerste plaats om de batterij in te zetten om het elektriciteitsnet te ondersteunen a.d.h.v. de expliciete en impliciete flexibiliteitsmarkten. Daarnaast zal de batterij ook worden ingezet om de lokale zelfconsumptie van de PV-installatie te optimaliseren en verbruikspieken af te vlakken.

De bedoeling is om de batterij 'achter de meter' aan te sluiten op de bestaande installatie, achter de bestaande transformator.

De batterij en de bestaande PV-installaties zullen aangestuurd worden door een Energy Management Systeem, dat ervoor zal zorgen dat de totale aansluitingscapaciteit niet wordt overschreden. Daarnaast zal een overkoepelende vermogensschakelaar hardwarematig garanderen dat de vermogens van de PV-installatie en de batterij binnen de grenzen van het aansluitvermogen blijven.

De exacte types van omvormer en batterijen zijn op dit moment nog niet bepaald, gezien de dimensionering van de batterij mogelijk bijgesteld moet worden op basis van het resultaat van deze studie. In een latere fase zullen de definitieve specificaties worden gecommuniceerd. Er zal gekozen worden voor een systeem met een omvormer die Synergrid conform is.

Het is de bedoeling om de batterij in de loop van 2026 in dienst te nemen.


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?

Toelichting aanvraag

Dit document biedt aanvullende informatie over de aanvraag tot netstudie voor de installatie van een batterijopslagsysteem op de site van Heylen in Olen. Het doel van het project is in de eerste plaats om de batterij in te zetten om het elektriciteitsnet te ondersteunen a.d.h.v. de expliciete en impliciete flexibiliteitsmarkten. Daarnaast zal de batterij ook worden ingezet om de lokale zelfconsumptie van de PV-installatie te optimaliseren en verbruikspieken af te vlakken.

De bedoeling is om de batterij 'achter de meter' aan te sluiten op de bestaande installatie, achter de bestaande transformator.

De batterij en de bestaande PV-installaties zullen aangestuurd worden door een Energy Management Systeem, dat ervoor zal zorgen dat de totale aansluitingscapaciteit niet wordt overschreden. Daarnaast zal een overkoepelende vermogensschakelaar hardwarematig garanderen dat de vermogens van de PV-installatie en de batterij binnen de grenzen van het aansluitvermogen blijven.

De exacte types van omvormer en batterijen zijn op dit moment nog niet bepaald, gezien de dimensionering van de batterij mogelijk bijgesteld moet worden op basis van het resultaat van deze studie. In een latere fase zullen de definitieve specificaties worden gecommuniceerd. Er zal gekozen worden voor een systeem met een omvormer die Synergrid conform is.

Het is de bedoeling om de batterij in de loop van 2026 in dienst te nemen.


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?

| Section | Title                                                              | Page |
| :------ | :----------------------------------------------------------------- | :--- |
| 1       | Conclusie                                                          | 4    |
| 2       | Introductie                                                        | 7    |
| 3       | Data analyse                                                       | 7    |
| 4       | Regulatoir kader                                                   | 10   |
| 4.1.1   | Front of meter storage                                             | 10   |
| 4.1.2   | Behind the meter storage                                           | 11   |
| 4.1.3   | Aggregatie van lokale batterijen                                   | 12   |
| 5       | Dimensionering batterijen                                          | 12   |
| 5.1     | Model en optimalisatie                                             | 13   |
| 5.1.1   | Energie-inhoud en vermogen                                         | 13   |
| 5.1.2   | Opbouw model                                                       | 13   |
| 5.1.3   | Optimalisatie                                                      | 13   |
| 5.1.4   | Randvoorwaarden                                                    | 16   |
| 5.2     | Resultaten                                                         | 16   |
| 5.2.1   | P045 – DSV Hulsdonk                                                | 17   |
| 5.2.2   | P061-P062-P065 De Hulst Willebroek                                 | 19   |
| 5.2.3   | P063-P064 De Hulst Willebroek                                      | 20   |
| 5.2.4   | P076 Carglass Bilzen                                               | 21   |
| 5.2.5   | Conclusie                                                          | 23   |
| 6       | Diensten en verdienmodel                                           | 24   |
| 6.1     | Lokale optimalisatie                                               | 24   |
| 6.1.1   | Peakshaving                                                        | 24   |
| 6.1.2   | Zelfconsumptie                                                     | 24   |
| 6.2     | Marktdiensten                                                      | 26   |
| 6.2.1   | Capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM)                             | 28   |
| 6.2.2   | Frequency Restoration Reserve (FCR)                                | 31   |
| 6.2.3   | automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR)                     | 33   |
| 6.2.4   | manual Frequency Restoration reserve (mFRR)                        | 37   |
| 6.2.5   | Day-ahead trading                                                  | 37   |
| 6.2.6   | Intraday markt                                                     | 39   |
| 6.2.7   | Onbalansmarkt                                                      | 40   |
| 7       | Marktanalyse                                                       | 42   |
| 7.1.1   | BSP en BRP                                                         | 43   || Section | Page |
|---|---|
| 7.1.2 Batterijproducten | 43 |
| 8 Business case | 44 |
| 8.1.1 Kosten | 44 |
| 8.1.2 Opbrengsten | 45 |
| 8.1.3 IRR | 46 |
| 9 Appendix A: Analyse verbruiksdata | 48 |
| 9.1 De Hulst Willebroek | 48 |
| 9.1.1 P061 Triton | 48 |
| 9.1.2 P062 Metro | 50 |
| 9.1.3 P063 Dachser | 52 |
| 9.1.4 P064 Federal Mogul | 53 |
| 9.1.5 P065 Decathlon | 55 |
| 9.2 P045 DSV - Hulsdonk Gent | 56 |
| 9.2.1 Verbruik en PV opwekking | 56 |
| 9.3 P076 Carglass - Bilzen | 58 |
| 9.3.1 Verbruik en PV opwekking | 58 |
| 10 Appendix B: Tijdslijn grootschalige batterijparken | 60 | 1 CONCLUSIE
Op basis van een eerste, keer tussen 1u en 1u30 's middags, windturbines en zonnepanelen over heel België voldoende groene elektriciteit om de volledige elektriciteitsvraag te dekken. Hierbij is een kantelpunt bereikt en zien we – zeker op ogenblikken met een lage belasting – steeds meer negatieve, uurlijkse prijzen op de Day-Ahead markt. Bijgevolg wensen leveranciers voor toekomstige periodes geen vast maandelijks tarief meer aan te bieden voor injectievergoedingen:
- Tijdelijke opslag in batterijen kan bijgevolg interessant zijn om de lokaal opgewekte energie beter te valoriseren.
- Daarnaast is er ook een grote interesse in cPPA (corporate Power Purchase Agreements) waarbij de opgewerkte energie op lange termijn verkocht worden aan een derde partij. Met deze evolutie worden meer periodes met negatieve prijzen verwacht. Zelfs met de installatie van een lokale batterij, blijft het niet van belang om de zonneproductie ook te kunnen afschakelen op prijssignalen. 2.4 Dat rapport toont aan dat de onzekerheid van de groenestroom investering is (en blijft ondanks een goede kennis van de marktmodellen) omwille van de grote volatiliteit op de elektriciteitsmarkt. Echter wordt aangetoond dat, bij slimme keuzes voor de inzet van marktdiensten, een lokale batterij rendabel kan geïnstalleerd worden op basis van een overschot aan PV-injectie:
- Er wordt enkel gekeken naar **behind the meter opslag**. Belangrijk om te weten is dat deze batterijen in competitie zijn met front of meter batterijen die – wanneer aangesloten op het Elia-net – een vrijstelling genieten van nettarieven, taksen en heffingen voor een periode van 10 jaar. Bijgevolg dient de business case voor behind the meter opslag rendabel te zijn op basis van uitsluitend lokaal opgewekte zonne-energie.
- De batterij wordt gedimensioneerd zodat deze uitsluitend kan **volgeleden** worden met een overschot aan lokaal opgewekte zonne-energie en dit voor **250-290 dagen/jaar**¹. Deze hypothese is eerder aan de voorzichtige kant en verhoogd de terugverdientijd en IRR van de batterij.
- Er dient rekening gehouden te worden dat in de toekomst mogelijks meer samenstellende uren met negatieve prijzen mogelijk zijn en zonnepanelen alsnog dienen afgeschakeld te worden. 3. Het winstmodel van de batterij – en bijgevolg de keuze voor BRP of aggregator – is **van cruciaal belang voor de valorisatie van de batterij**. Daarnaast dient benadrukt te worden dat in een bijkomend risico is in functie van het type afnamecontract(en) de eindgebruiker onderhandelt met de leverancier. De terugverdientijd voor zelfconsumptie zal hierdoor afwijken van de resultaten in dit rapport². Dit risico mag niet over het hoofd gezien worden. Op basis van onze simulaties en inzichten worden volgende diensten als meest winstgevend verondersteld (in volgorde van winstgevendheid):
* Onbalans en intradaymarkt (in combinatie met zelfconsumptie en day-ahead marktwerking);
* aFRR (in combinatie met zelfconsumptie en day-ahead marktwerking);
* FCR (in combinatie met zelfconsumptie en day-ahead marktwerking);
* Uitsluitend zelfconsumptie en day-ahead trading. High-level analyses en simulaties (verder toegelicht in 8.1.1 en 8.1.2) werden uitgevoerd voor deze verschillende diensten en levert het resultaat op zoals vermeld in Tabel 1. De IRR en ROI dienen hoofdzakelijk relatief t.o.v. elkaar geïnterpreteerd te worden eerder dan een reële waarde.

Een correcte interpretatie van deze resultaten is van belang:
* Duurtijd van de batterij is geschat op 15 jaar;
* Er wordt rekening gehouden met een Depth of Discharge van 80% t.o.v. Beginning of Life (BoL) energie-inhoud;
* Het verdienmodel voor onbalansen is een bovengrens houdt, zoals verder toegelicht in 6.2.7 rekening met een perfect foresight model en een 100% correcte inschatting van de systeemoonbalans in dat kwartier (met een activatie gedurende het volledige kwartier). De realiteit wijkt hiervan sterk vanuit en vraagt een doorgedreven forecasting model. Tevens wordt er in de simulatie geen rekening gehouden met een eventuele gelijktijdigheid van injectie op basis van zelfconsumptie/day-ahead trading en onbalansen.
* De actuele systeemoonbalans wordt real-time gepubliceerd (minuutdata) op de Elia website.
* Het verdienmodel van aFRR is gebaseerd op historische data van Jan – April 2023. Gezien het onmogelijk is om een voorspelling te doen van toekomstige opbrengsten (omwille van de volatiliteit en onzekerheid in de markt) werden de opbrengsten uit de simulatie voor de besproken referentieperiodes aangehouden gedurende de volledige duurtijd van de batterij. Zoals vermeld in 6.2.3 is het winstmodel realistisch voor de komende 3 jaren. Omwille van het beperkt benodigd regelvolume en de snelle groei van batterijparken zal de liquiditeit sterk stijgen en de prijzen dalen. Bijgevolg dient de IRR en ROI met enige voorzichtigheid bekeken te worden (bovengrens).
* Het verdienmodel voor FCR werd niet in detail berekend gezien de rendabiliteit van deze dienst de afgelopen maanden sterk gedaald (ondermeer omwille van de komst van enkele grote batterijparken). Tabel 1: IRR en ROI voor verschillende marktdiensten onder de onderzochte sites

| Site | Alfen Battery | Onbalans & ID (i.c.m. SC & DA) | aFRR (i.c.m. SC & DA) | FCR (i.c.m. SC & DA) | Uitsluitend SC & DA |
| :--- | :------------ | :------------------------------- | :-------------------- | :------------------- | :-------------------- |
| P045 DSV | 2,236 kWh | IRR | <1 | 27% | - | 3% |
| | | ROI | +/- 1 | +/- 3,6 | | +/- 10 |
| P061 | 2,236 kWh | IRR | 115% | 35% | - | 6% |
| P062-P065 | | ROI | <1 | +/- 2,8 | | +/- 8,5 |
| | 4,473 kWh | IRR | 107% | 29% | - | 7% || P063-P064 | 2,236 kWh | ROI | <1 | +/- 3,3 | +/- | 10,5 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| | | IRR | 86% | 22% | - | 1% |
| | | ROI | +/- 1,2 | +/- 4,2 | | +/- 10 | Meer realistische opbrengsten kunnen, na onderzoeking van een NDA, door de verschillende BRPs en aggregatoren berekend worden (op basis van historische data). Op basis van Tabel 1 kunnen volgende conclusies gesteld worden:
- De IRR stijgt voor sites waar een grotere batterij kan geïnstalleerd worden en het aantal dagen dat de batterij kan volgeladen worden het grootst is;
- De inzet op korte termijn marktdiensten (day-ahead trading, intraday trading en onbalansen) levert het grootste potentieel op voor stationaire lokale batterijen. Bijgevolg is de keuze voor een BRP die deze diensten wenst te leveren met de inzet van batterijen aangewezen. 4. Het risicoprofiel van de investering blijft – gezien de volatiliteit van de elektriciteitsmarkten – groot. Batterij-aggregatie kan ervoor zorgen dat de rendabiliteit van een PV-investering de komende jaren verder zal dalen zonder bijkomende investering in lokale batterijen. Mits de keuze van de juiste batterijleverancier (incl. software) en BRPs stelt dit rapport dat bij het intelligent inzetten van deze batterijen de rendabiliteit van de investering in zonnepanelen over het algemeen zal toenemen. Het uitwerken van een pilotcase op de sites met een grootste potentieel lijkt dan ook de meest aangewezen, te meer omdat hiervoor de komende jaren nog een bijkomende capaciteitsvergoeding kan verkregen worden (ca. 26.000/MW/jaar). 5. Voor dit rapport voorziet de aggregatie van nabijgelegen sites in één lokale batterij. Hierbij dient echter de hoofdmeter verplaatst te worden en wordt in theorie een privédistributienet gecreëerd die principieel zijn verboden (art. 4.7.1 §1 Energiedecreet). Dit kan vermeden worden door de aanvraag van een gesloten distributienetwerk (CDSO) bij de VREG. Op deze manier kunnen achter één hoofdmeter zich verschillende netaansluitingen situeren, alsook een lokale batterij-opslag. Montea dient desgevallend beheerder te worden van dit gesloten distributienetwerk. 2 INTRODUCTIE
Om de haalbaarheid van deze doelstelling te onderzoeken wordt in deze studie onderzocht hoe de lokaal opgewekte zonne-energie kan gekoppeld worden aan een lokale, stationaire batterij. Tevens worden de verschillende marktdiensten toegelicht, de liquiditeit en hun technisch potentieel voor batterijen.
Om een eerste inzicht te geven in de techno-economische haalbaarheid van het uitgewerkte concept werd ook contact opgenomen met Alfen die stationaire batterij-oplossingen levert vanaf een vermogen van 1 MW.


Question: Kun je naar het plan zonering batterijopslag zoeken?

Aanvraag netstudie Fluvius batterijopslag Bouwheer
XXXX
XXX
België
XXXX
Adres
Lammerdries - Winkelstraat 25, 2250 Olen
Studiebureau
Arcade Engineering BV
Groeningelei 132, 2550 Kontich
BTW - BE 0548 702 472
Contactpersoon
XXXX
XXXX
XXXX
Datum Document
14 mei 2025 Toelichting aanvraag

Dit document biedt aanvullende informatie over de aanvraag tot netstudie voor de installatie van een batterijopslagsysteem op de site van Heylen in Olen. Het doel van het project is in de eerste plaats om de batterij in te zetten om het elektriciteitsnet te ondersteunen a.d.h.v. de expliciete en impliciete flexibiliteitsmarkten. Daarnaast zal de batterij ook worden ingezet om de lokale zelfconsumptie van de PV-installatie te optimaliseren en verbruikspieken af te vlakken.

De bedoeling is om de batterij 'achter de meter' aan te sluiten op de bestaande installatie, achter de bestaande transformator.

De batterij en de bestaande PV-installaties zullen aangestuurd worden door een Energy Management Systeem, dat ervoor zal zorgen dat de totale aansluitingscapaciteit niet wordt overschreden. Daarnaast zal een overkoepelende vermogensschakelaar hardwarematig garanderen dat de vermogens van de PV-installatie en de batterij binnen de grenzen van het aansluitvermogen blijven.

De exacte types van omvormer en batterijen zijn op dit moment nog niet bepaald, gezien de dimensionering van de batterij mogelijk bijgesteld moet worden op basis van het resultaat van deze studie. In een latere fase zullen de definitieve specificaties worden gecommuniceerd. Er zal gekozen worden voor een systeem met een omvormer die Synergrid conform is.

Het is de bedoeling om de batterij in de loop van 2026 in dienst te nemen. Bijlagen
- Eendraadschema met schematische intekening van de batterij


Question: geef me de kostprijzen van batterijsystemen

5. LFP – detailanalyse
In deze paragraaf wordt een overzicht gegeven van de verschillende kosten die komen kijken bij het installeren en uitbaten van een LFP batterijsysteem. Ook wordt nog bijkomende technische achtergrondinfo gegeven over batterijopslagsystemen.5.1 Kosten
Dit is een eerste ruwe schatting op basis van de batterijgrootte. Voor een gedetailleerdere raming moet de concrete situatie verder in detail bekeken worden en moeten prijzen opgevraagd worden bij leveranciers. Voor de raming van het bouwbudget, wordt verwezen naar het document met de raming. 5.1.1 Batterijsysteem
De kosten van batterijcellen zijn de voorbije jaren en maanden sterk gedaald. Voor een 1 MW, 2 MWh systeem liggen de kosten van het batterijsysteem met omvormer in de grootteorde €250-€300 /kWh. Voor een 1 MW, 4 MWh systeem ligt de kostprijs tussen €225-275 /kWh.

6 MW 12 MWh: 3 – 3,5 M€,

6 MW 24 MWh: 5,4 – 6,6 M€.


Question: geef me de kostprijzen van batterijsystemen

5.1.1 Batterijsysteem
De kosten van batterijcellen zijn de voorbije jaren en maanden sterk gedaald. Voor een 1 MW, 2 MWh systeem liggen de kosten van het batterijsysteem met omvormer in de grootteorde €250-€300 /kWh. Voor een 1 MW, 4 MWh systeem ligt de kostprijs tussen €225-275 /kWh.

6 MW 12 MWh: 3 – 3,5 M€,

6 MW 24 MWh: 5,4 – 6,6 M€. Met een 0,25 C batterij kunnen meer marktopportuniteiten benut worden, wat compenseert voor de hogere kostprijs. Wanneer de opwekking van hernieuwbare energie verder toeneemt, zal een 0,25 C batterij relatief gezien nog beter presteren dan nu al het geval is t.o.v. 0,5 C systemen. Met de huidige marktomstandigheden zijn de businesscases van beide systemen zeer gelijkaardig, waar in de toekomst de businesscase van 0,25 C batterijen beter zal zijn. Als tussenoplossing wordt ook een 3h batterij bestudeerd.

Een 0,25 C batterij is dus aanbevolen voor dit project op voorwaarde dat het budget dit toelaat. 5.1.2 Bouwkundige werken
Op vlak van bouwkundige werken is de grootste kost de fundering en de inkuiping die moet worden voorzien. Verder omvatten deze werken ook een omheining, aansluiting op de riolering, wadi (indien van toepassing). Voor een batterij waarbij geen brandmuren of andere bijkomende maatregelen voorzien moeten worden, ligt de prijs typisch in de onderstaande range:

6 MW 12 MWh: €100.000 - €120.000

6 MW 24 MWh: €140.000 - €190.000 5.1.3 Elektrische werken
Op vlak van elektrische werken moeten er in hoofdzaak transformatoren en bekabeling voorzien worden. Ook zal er wat databekabeling voorzien moeten worden voor de aansturing van de batterij. De aansluitkosten en vermogensrechten zijn hier niet in de kostprijs inbegrepen. De kost is vrij gelijkaardig voor 0,5 C en 0,25 C systemen, aangezien de kostprijs hier voornamelijk afhankelijk is van het vermogen en deze in beide gevallen hetzelfde is.

6 MW 12 MWh: €450.000 - €600.000

6 MW 24 MWh: €450.000 - €600.000 5.1.4 Onderhoud & monitoring
Voor het onderhoud van de batterijen dient er een onderhoudscontract afgesloten te worden, vaak bij de batterijleverancier zelf. Dit omvat zowel preventief als correctief onderhoud, waarbij de onderhoudspartij instaat voor het vervangen van defecte onderdelen EMPOWERING YOUR FUTURE
Daarnaast moet het batterijsysteem ook gemonitord worden om te controleren of het systeem werkt zoals zou moeten. Hierbij worden de temperaturen, spanning, stromen en degradatie op celniveau gemonitord, zodat kan worden ingegrepen indien nodig. 6 MW 12 MWh: €50.000 - €75.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €100.000 - €150.000 per jaar 5.1.5 EMS
Een EMS-systeem zorgt voor de vertaling van prijssignalen en andere externe signalen (bv. Elia) naar een stuursignaal voor de batterijen. 6 MW 12 MWh: €15.000 - €24.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €25.000 - €40.000 per jaar 5.1.6 Verzekering
Tot slot dient er voor de batterij ook een verzekering afgesloten te worden. De prijs hiervan is sterk afhankelijk van de verzekeraar. Een richtwaarde kan €1-2/kWh zijn. 6 MW 12 MWh: €12.000 - €24.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €24.000 - €48.000 per jaar 5.1.7 Totaal
Op basis van bovenstaande inschatting, worden onderstaande totalen bekomen:
| CAPEX | OPEX (€/jaar) |
|---|---|
| 6 MW - 12 MWH | €3,55M - €4,22M | €77.000 - €123.000 |
| 6 MW - 24 MWH | €6M - €7,4M | €149.000 - €238.000 | 5.2 Inkomsten
De inkomsten hangen af van de energiemarkten waarop de batterij ingezet wordt. Op dit moment zijn ondersteunende diensten het meest lucratief voor batterijen.
Onderstaande figuur toont de bruto opbrengsten die de BSP Centrica de voorbije jaren heeft gehaald met de inzet van 0,5 C batterijen op ondersteunende diensten (FCR, AFRR). Hiervan moeten nog netkosten en een profit share (20%-35%) afgetrokken worden om tot de netto opbrengst te komen.<image>
Figuur 3: Inkomsten Centrica 2h batterijen
</image> De quasi onmogelijk om te voorspellen wat de opbrengsten in de toekomst zullen zijn. Enerzijds zal de nood aan flexibiliteit blijven toenemen, anderzijds zullen de vele batterijparken die momenteel in opbouw zijn, een groot deel van de nood aan flexibiliteit opvangen. Naar verwachting zullen de markten rond ondersteunende diensten in de toekomst verzadigd zijn en zal de focus verschuiven naar de onbalansmarkt. ### 3.5 Technische eigenschappen

#### 3.5.1 Beschikbaarheid
LFP-batterijen zijn over het algemeen zeer performant en zijn zelden onbeschikbaar. In onderhoudscontracten wordt typisch een beschikbaarheid van 97% of meer gegarandeerd.

#### 3.5.2 Capaciteitsgarantie
In contracten met batterijleveranciers dient een capaciteitsgarantie te worden voorzien. Deze garantie garandeert een bepaalde minimum batterijcapaciteit na een bepaald aantal cycli. Een standaardgarantie omvat vaak 70-80% van de initiële batterijcapaciteit na 6000 cycli of 10 jaar, whatever comes first. De leverancier is dan verplicht om minder performante batterijcellen te vervangen opdat aan de beloofde garantie kan worden voldaan. De capaciteitsgarantie kan (tegen een hogere kost) ook worden uitgebreid naar meer cycli of een langere periode.

#### 3.5.3 Restwaarde & recycleerbaarheid
Op dit moment is het onmogelijk om de restwaarde van een LFP batterij aan het einde van zijn levensduur in te schatten. Aangezien er nog geen LFP-batterijen, geproduceerd volgens de meest recente standaarden, hun volledige levensduur hebben bereikt. Bovendien bevatten een LFP batterijen ook weinig zeldzame grondstoffen, wat bijdraagt aan een beperkte restwaarde.

Volgens de EU Battery Regulation moet tegen 2030 minimaal 70% van het gewicht van een lithiumbatterij gerecycleerd kunnen worden. Daarnaast gelden specifieke doelstellingen voor de recyclage van 80% van het lithium en 95% van het koper uit batterijen tegen 2031.

In België is elke invoerder verplicht om de batterij aan het einde van zijn levensduur kosteloos terug te nemen (aanvaardingsplicht). Eventuele kosten voor inzameling en verwerking moeten al verrekend zijn in de aankoopprijs van de batterij, zodat klanten hier niet extra voor hoeven te betalen. ## 6. Subsidies

### 6.1 CRM
PrincipesIn 2021 heeft België een capaciteitsremuneratiemechanisme ("CRM") ingevoerd om de bevoorradingszekerheid in elektriciteit te verzekeren na de voorziene sluiting van al zijn kerncentrales, terwijl tegelijkertijd de energietransitie wordt ondersteund. Dat mechanisme kent vanaf 2021 aan de hand van jaarlijkse veilingen steun toe aan eenheden die elektriciteit kunnen leveren of besparen vanaf 2025. Voor elk leveringsjaar vinden twee veilingen plaats: Y-4 en Y-1. Vanaf 2026 komen er drie veilingen: Y-4, Y-2, en Y-1. Beide veilingen staan open voor alle technologieën en zijn toegankelijk voor zowel bestaande als nieuwe eenheden. | Delivery Year | Veiling Type | Veiling Year |
|---|---|---|
| 2023 | Y-4 | 2022 |
| 2024 | Y-4 | 2023 |
| 2025 | Y-4 | 2024 |
| 2025 | Y-1 | 2024 |
| 2026 | Y-4 | 2025 |
| 2026 | Y-1 | 2025 |
| 2027 | Y-4 | 2026 |
| 2027 | Y-1 | 2026 |
| 2027 | Y-2 | 2026 |
| 2028 | Y-4 | 2027 |
| 2028 | Y-1 | 2027 |
| 2028 | Y-2 | 2027 | Volumebepaling
Elk jaar wordt het volume bepaald dat nodig is om de bevoorradingszekerheid vier jaar later te garanderen. De Minister van Energie stelt het te veilen volume vast voor de Y-4 veiling (vier jaar voor het leveringsjaar) en reserveert een deel van het benodigde volume voor de Y-1 veiling (één jaar voor het leveringsjaar). In het jaar voorafgaand aan het leveringsjaar (Y-1) wordt een nieuwe berekening gemaakt op basis van de meest recente gegevens. Om het definitieve volume voor de Y-1 veiling te bepalen. Financiële Vergoeding
Capaciteiten die worden geselecteerd in de veiling moeten beschikbaar zijn tijdens het leveringsjaar en ontvangen maandelijkse compensatie voor hun beschikbaarheid in die periode. Nieuwe capaciteiten kunnen een investeringsdossier indienen bij de regulator om in aanmerking te komen voor een meerjarige overeenkomst (met financiële zekerheid tot maximaal 15 jaar). De maximale vergoeding wordt jaarlijks per veiling vastgelegd. Deelname aan CRM-veiling
Deelname aan de CRM-veiling is marktbreed; alle aansluitingen op transmissie- (TSO) en distributienetwerken (DSO) met een capaciteit boven 1 MW die voldoet aan de emissielimiet, kunnen deelnemen. De maximale capaciteit die een Capaciteitseenheid (CMU) kan aanbieden in de veiling (“Eligible Volume”) wordt beperkt door een deratingfactor. Deze factor geeft aan in welke mate een eenheid bijdraagt aan de bevoorradingszekerheid.EMPOWERING YOUR FUTURE

| CRM |
|---|---|
| Minimum Capacity | Minimum volume requirement of **1 MW after derating**
  * **1 MW** (to ensure sufficient volume for a reliable daily schedule obligation)
  * **Derating** depends on adequacy contribution of technology - e.g. you would need 100 MW of installed solar PV -> 1.5 MW of 4 hour BESS to deliver 1 MW after derating |
| Connection | For **TSO- and/or DSO-connected capacities, including low-volume flexibility in the near future (currently WIP)** |
| Emission limit | Max. emission limit of
  * **550 g CO2/kWh**
  * **Or 306kg CO2/MWh (equals 306 g CO2/kWh)** |
| CMU status constraints | No constraint (market-wide mechanism) |

*Note: Existing production and storage units without ongoing variable subsidies during the Delivery Period with a capacity above 1MW measured at the delivery period during the Prequalification process, are obligated to Prequalify for the CRM, not to offer in the Auction.

*Yearly threshold is allowed to reach a limit of 300 kg CO2/kWh for the upcoming Y-1 auction if the limit of g CO2/kWh < 550. | Category I: SLA | Derating Factor [%] |
|---|---|
| SLA-1h | 19 |
| SLA-2h | 35 |
| SLA-3h | 48 |
| SLA-4h | 57 |
| SLA-5h | 65 |
| SLA-6h | 71 |
| SLA-7h | 76 |
| SLA-8h | 81 |
| SLA-9h | 85 |
| SLA-10h | 89 |
| SLA-11h | 93 |
| SLA-12h | 96 |
| SLA unlimited | 100 |

Figuur 5: Derating factor van toepassing voor veiling 2024. Voorwaarden voor Prekwalificatie

Om in aanmerking te komen voor deelname aan de veiling, dient midden juni een prekwalificatie te worden ingediend. Vervolgens dient men volgende voorwaarden te vervullen:

1.  **Vergunning:** De vergunning moet verkregen zijn en vrij van bezwaren (tegen eind september).
2.  **Aansluitingscontract:** Een aansluitingscontract van de netbeheerder moet beschikbaar zijn (tegen midden augustus).
3.  **Financiële Garantie:** Er moet een financiële waarborg worden gesteld (eind augustus).
4.  **Investeringsdossier:** Voor meerjarige contracten moet een investeringsdossier worden ingediend bij de regulator (CREG) (midden juni). De effectieve bieding dient ingediend te worden op 30 september van ieder jaar. De veilingresultaten zijn beschikbaar op 30 oktober. <image>
Diagram: Overzicht van het validatie & vergunningsproces en de planning voor de implementatie van batterijopslagsystemen.
</image> Voor meer informatie: Elie - Capacity Remuneration Mechanism Dit capaciteitsremuneratiemechanisme voorziet bijkomende inkomsten om de noodzakelijke capaciteit beschikbaar te hebben op ogenblikken dat er een risico is op schaarste. Voor batterijopslagsystemen biedt zij een gegarandeerde remuneratie voor het beschikbaar zijn van deze eenheden tijdens de gevraagde tijdslots.
Batterijopslagsystemen worden geregeld getest of ze voldoen aan de beschikbaarheidseisen. Eventuele penaliteiten kunnen leiden tot een vermindering of intrekking van de vergoeding. Deze batterijopslagsystemen kunnen hun capaciteit inzetten op verschillende elektriciteitsmarkten (zowel impliciete (day-ahead, intraday, real-time) als expliciete flexibiliteit (FCR, aFRR)).
Buiten een beschikbaarheidsgarantie en eventuele intrekking van de vergoeding d.m.v. penaliteiten zijn er geen risico’s verbonden aan een eventuele deelname. Een financiële garantie dient wel gesteld te worden als waarborg dat het project na selectie in de veiling daadwerkelijk wordt gerealiseerd. Dit voorkomt speculatie en verzekert dat de geselecteerde capaciteit operationeel is binnen de afgesproken termijn.


Question: geef me de kostprijzen van batterijsystemen

5. LFP – detailanalyse
In deze paragraaf wordt een overzicht gegeven van de verschillende kosten die komen kijken bij het installeren en uitbaten van een LFP batterijsysteem. Ook wordt nog bijkomende technische achtergrondinfo gegeven over batterijopslagsystemen.5.1 Kosten
Dit is een eerste ruwe schatting op basis van de batterijgrootte. Voor een gedetailleerdere raming moet de concrete situatie verder in detail bekeken worden en moeten prijzen opgevraagd worden bij leveranciers. Voor de raming van het bouwbudget, wordt verwezen naar het document met de raming. 5.1.1 Batterijsysteem
De kosten van batterijcellen zijn de voorbije jaren en maanden sterk gedaald. Voor een 1 MW, 2 MWh systeem liggen de kosten van het batterijsysteem met omvormer in de grootteorde €250-€300 /kWh. Voor een 1 MW, 4 MWh systeem ligt de kostprijs tussen €225-275 /kWh.

6 MW 12 MWh: 3 – 3,5 M€,

6 MW 24 MWh: 5,4 – 6,6 M€. Met een 0,25 C batterij kunnen meer marktopportuniteiten benut worden, wat compenseert voor de hogere kostprijs. Wanneer de opwekking van hernieuwbare energie verder toeneemt, zal een 0,25 C batterij relatief gezien nog beter presteren dan nu al het geval is t.o.v. 0,5 C systemen. Met de huidige marktomstandigheden zijn de businesscases van beide systemen zeer gelijkaardig, waar in de toekomst de businesscase van 0,25 C batterijen beter zal zijn. Als tussenoplossing wordt ook een 3h batterij bestudeerd.

Een 0,25 C batterij is dus aanbevolen voor dit project op voorwaarde dat het budget dit toelaat. 5.1.2 Bouwkundige werken
Op vlak van bouwkundige werken is de grootste kost de fundering en de inkuiping die moet worden voorzien. Verder omvatten deze werken ook een omheining, aansluiting op de riolering, wadi (indien van toepassing). Voor een batterij waarbij geen brandmuren of andere bijkomende maatregelen voorzien moeten worden, ligt de prijs typisch in de onderstaande range:

6 MW 12 MWh: €100.000 - €120.000

6 MW 24 MWh: €140.000 - €190.000 5.1.3 Elektrische werken
Op vlak van elektrische werken moeten er in hoofdzaak transformatoren en bekabeling voorzien worden. Ook zal er wat databekabeling voorzien moeten worden voor de aansturing van de batterij. De aansluitkosten en vermogensrechten zijn hier niet in de kostprijs inbegrepen. De kost is vrij gelijkaardig voor 0,5 C en 0,25 C systemen, aangezien de kostprijs hier voornamelijk afhankelijk is van het vermogen en deze in beide gevallen hetzelfde is.

6 MW 12 MWh: €450.000 - €600.000

6 MW 24 MWh: €450.000 - €600.000 5.1.4 Onderhoud & monitoring
Voor het onderhoud van de batterijen dient er een onderhoudscontract afgesloten te worden, vaak bij de batterijleverancier zelf. Dit omvat zowel preventief als correctief onderhoud, waarbij de onderhoudspartij instaat voor het vervangen van defecte onderdelen EMPOWERING YOUR FUTURE
Daarnaast moet het batterijsysteem ook gemonitord worden om te controleren of het systeem werkt zoals zou moeten. Hierbij worden de temperaturen, spanning, stromen en degradatie op celniveau gemonitord, zodat kan worden ingegrepen indien nodig. 6 MW 12 MWh: €50.000 - €75.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €100.000 - €150.000 per jaar 5.1.5 EMS
Een EMS-systeem zorgt voor de vertaling van prijssignalen en andere externe signalen (bv. Elia) naar een stuursignaal voor de batterijen. 6 MW 12 MWh: €15.000 - €24.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €25.000 - €40.000 per jaar 5.1.6 Verzekering
Tot slot dient er voor de batterij ook een verzekering afgesloten te worden. De prijs hiervan is sterk afhankelijk van de verzekeraar. Een richtwaarde kan €1-2/kWh zijn. 6 MW 12 MWh: €12.000 - €24.000 per jaar
6 MW 24 MWh: €24.000 - €48.000 per jaar 5.1.7 Totaal
Op basis van bovenstaande inschatting, worden onderstaande totalen bekomen:
| CAPEX | OPEX (€/jaar) |
|---|---|
| 6 MW - 12 MWH | €3,55M - €4,22M | €77.000 - €123.000 |
| 6 MW - 24 MWH | €6M - €7,4M | €149.000 - €238.000 | 5.2 Inkomsten
De inkomsten hangen af van de energiemarkten waarop de batterij ingezet wordt. Op dit moment zijn ondersteunende diensten het meest lucratief voor batterijen.
Onderstaande figuur toont de bruto opbrengsten die de BSP Centrica de voorbije jaren heeft gehaald met de inzet van 0,5 C batterijen op ondersteunende diensten (FCR, AFRR). Hiervan moeten nog netkosten en een profit share (20%-35%) afgetrokken worden om tot de netto opbrengst te komen.<image>
Figuur 3: Inkomsten Centrica 2h batterijen
</image>


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?

### 3. Voorliggend ontwerp
Het voorliggende ontwerp betreft de uitbouw van een batterijopslagsysteem met bijbehorende energie-infrastructuur, gelegen binnen het projectgebied van de logistieke site van Goodman te Kersdonk 7.

Het systeem omvat 48 batterijcontainers, onderverdeeld in 12 groepen van 4 eenheden. Deze containers worden strategisch geplaatst grenzend aan een centrale unit. Deze unit bestaat uit omvormers en een nieuwe transformator met een vermogen van 5 MVA.

Bij de batterijcontainers worden steeds omvormers, die zorgen voor de omzetting van AC naar DC en vice versa, geplaatst. Het merk en type van batterijcontainer is nog niet bekend, maar daarom wordt gerekend met standaardtypes van het gangbare merk Huawei.


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me voor project 6307 het plan zonering batterijopslag bezorgen?


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Verslag vergadering
13/11/2025
Contactpersonen

| Naam | GSM/TEL | e-mail |
|---|---|---|
| Opdrachtgever: WDP | | |
| Ruben Vandam | | ruben.vandam@wdp.eu | A |
| Joost Rommelaere | | joost.rommelaere@wdp.eu | NA |
| Dennis Van Roy | | dennis.vanroy@wdp.eu | NA |
| Studiebureau Arcade (ARC) | | |
| Hannes Maes | | hannes.maes@arcade-eng.com | A |
| Niel Allacker | | Niel.Allacker@arcade-eng.com | A |
| Jeroen Smits | | jeroen.smits@arcade-eng.com | NA |
| EPC/Aannemer: Extravolt (EXV) | | |
| Daan Decleer | | Daan@extravolt.be | NA |
| Koen Ceulebaut | | Koen@extravolt.be | A |


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Aansluitcontract?


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Verslag vergadering
24/12/2025
Contactpersonen


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Verslag vergadering
24/12/2025

| 8 | Werfinrichting | EXV |
|---|---|---|
|   | - Zelf te voorzien door EXV. EXV doet voorstel. |   |
|   | - VGM – plan wordt doorgestuurd zodra klaar. |   |
|   | - Noodgroepen uitgeklaard. |   |
| 9 | BSP |   |
|   | - Uit te nodigen voor volgende meeting om vervolgstappen te bespreken |   |


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Verslag vergadering
Kick-off
6/08/2025
Contactpersonen


Question: Kun je me een oplijsting van vergaderverslagen voor project 6199 bezorgen?

Vergadering
29/10/2025
Contactpersonen


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

Applicable market model
2. Only a fully imbalance-exposed contract can prevent additional costs.
Overview of the proposed ToE roll-out

| Product | Grid | ToE Central Settlement Model | ToE Corrected Model | Opt-out | Pass-Through |
|---|---|---|---|---|---|
| FCR | | Not Applicable | | | |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2018 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| mFRR | HV-MV distribution | ✔ Since 2018 | TBD | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | TBD | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 |
| | Transmission & local transport | ➔ Q3-2025 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| aFRR | HV-MV distribution | ➔ Q3-2025 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ PoC Q1-2026 ➔ Q3-2026 | TBD | ✔ Since 05/2024 | ✔ Since 05/2024 |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| DA/ID | HV-MV distribution | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | TBD | TBD | TBD | TBD |

Disclaimer: Each step is conditional on an evaluation and the timing is indicative due to external factors such as the need for regulatory approvals Unfortunately, most supply contracts negatively impact BESS operations, as they lack the necessary arrangements to ensure price neutrality under the current Opt-out settlement model between the BSP, supplier, and customer.

Only a fully imbalance-exposed contract can prevent additional costs.

The ToE Corrected Model (CM) could address this issue by providing full price neutrality, but its implementation date by DSOs remains uncertain.

Therefore, it is currently essential to ensure that a suitable supply contract is in place at the relevant access point.Applicable market model
Central Settlement Model


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

Applicable market model
2. Only a fully imbalance-exposed contract can prevent additional costs.
Overview of the proposed ToE roll-out

| Product | Grid | ToE Central Settlement Model | ToE Corrected Model | Opt-out | Pass-Through |
|---|---|---|---|---|---|
| FCR | | Not Applicable | | | |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2018 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| mFRR | HV-MV distribution | ✔ Since 2018 | TBD | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | TBD | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 |
| | Transmission & local transport | ➔ Q3-2025 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| aFRR | HV-MV distribution | ➔ Q3-2025 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ PoC Q1-2026 ➔ Q3-2026 | TBD | ✔ Since 05/2024 | ✔ Since 05/2024 |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| DA/ID | HV-MV distribution | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | TBD | TBD | TBD | TBD |

Disclaimer: Each step is conditional on an evaluation and the timing is indicative due to external factors such as the need for regulatory approvals Unfortunately, most supply contracts negatively impact BESS operations, as they lack the necessary arrangements to ensure price neutrality under the current Opt-out settlement model between the BSP, supplier, and customer.

Only a fully imbalance-exposed contract can prevent additional costs.

The ToE Corrected Model (CM) could address this issue by providing full price neutrality, but its implementation date by DSOs remains uncertain.

Therefore, it is currently essential to ensure that a suitable supply contract is in place at the relevant access point.Applicable market model
Central Settlement Model <image>
Down activation: increase of consumption

This diagram illustrates the down activation process for an increase in consumption within a central settlement model. Key entities involved are EPEX OTC, Supplier, Client, Eila, BRP_CE, and BRPsource. The numbered arrows indicate the flow of fees, activation, and imbalance payments:

1. Activation fee (from Client to Eila)
2. Activation fee (from Client to CE)
3. BRP source in negative imbalance (from BRPsource to Eila)
4. Receive Imbalance as BRP_CE in positive imbalance (from Eila to BRP_CE)
5. Imbalance payment (from Supplier to Eila)
6. Fixed fee (from EPEX OTC to Supplier)
6. EPEX DA - supply fee - ToE fee (from Supplier to Client)
</image>


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

Overview of the proposed ToE roll-out

| Product | ToE Central Settlement Model | Model |
|---|---|---|
| | | Opt-out | Pass-through |
| **FCR** | ToE Not Applicable | | |
| Transmission & local transport | • Since 2018 | TBD | • Since 2018 | • Since 2018 |
| HV-MV distribution | • Since 2018 | TBD | • Since 2018 | • Since 2018 |
| **mFRR** | LV distribution (n=1-x) | • Since 2018 | TBD | • Inset Q3 2026 • Inset Q3 2026 | • Inset Q3 2026 • Inset Q3 2026 |
| Transmission & local transport | • Q3 2025 | Q3 2025 | • Q3 2025 | • Since 2021 |
| HV-MV distribution | • Q3 2025 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| **aFRR** | LV distribution (n=1-x) | • Pilot Q3 2025 • Pilot Q3 2025 | TBD | • Q3/Q4 2024 • Q3/Q4 2024 | • Since 2021 |
| Transmission & local transport | • Since 2021 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| **DA/ID** | HV-MV distribution | • Since 2021 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| LV distribution (n=1-x) | TBD | TBD | TBD | TBD | Disclaimer: Each step is conditional on an evaluation and the timing is indicative due to external factors such as the need for regulatory approvals. Down activation: increase of consumption

<image>
Diagram illustrating the flow of "Down activation: increase of consumption". It shows EPEX OTC, Supplier, BRPsource, Elia, and CE interacting. Key elements include "Fixed fee", "imbalance payment", "Activation fee", and "Reduce imbalance as BRP_CE is positive imbalance".
</image> Behind The Meter
* No Reduction on Grid Tariffs
* Netting available between PV and BESS
* Right conditions of supply contract mandatory to avoid profits sticking with the supplier
* However, additional fee (ToE) could occur due to ToE settlement between supplier and BSP
* Settlement agreement necessary to split energy invoice Layer 3: ⚡ One integrated ecosystem

<image>
Diagram showing a power plant, solar panels, a battery, and a grid connection labeled "Middenspanningsnetwerk".
</image> Behind The Meter
* No Reduction on Grid Tariffs
* Netting available between PV and BESS
* Cooperating supplier: Preferably the investor takes over the supply contract to ensure the right conditions of supply (e.g. collective purchase)
* Additional fee (ToE) will be limited or not applicable between supplier and BSP
* Settlement agreement necessary to split energy invoice # EMS Specifications

<image>
Diagram illustrating EMS specifications.

The diagram presents a decision flow starting with the question: "EMS afzonderlijk van leverancier?" (Is EMS separate from the supplier?)

If the answer is "JA" (YES):
- Interactie tussen EMS en BRP dient bepaald te worden. (Interaction between EMS and BRP must be determined.)
- EMS dient programma te voorspellen. (EMS must predict the program.)

If the answer is "NEE" (NO):
- Optimalisatie en interactie gebeurd rechtstreeks tussen EMS en BRP/BSP. (Optimization and interaction happens directly between EMS and BRP/BSP.)
- "Black box" minder transparantie, moeilijk(er) om eigen belangen te identificeren. ("Black box" less transparency, more difficult to identify own interests.)
</image> Revenue streams - value stacking
<image>
A bar chart illustrating revenue streams and value stacking for BESS (Battery Energy Storage System) benefits over time. The chart compares revenue components for 2025 and 2030. In 2025, the revenue streams are primarily "Energy Trading" and "BESS Benefits". In 2030, the revenue streams are diversified to include "CRM", "Energy Trading", "E-credits", and "Local Optimization", demonstrating a more comprehensive value stacking approach.
</image> • Local Optimization
Batteries support more efficient grid usage and cost savings at the site level:
• Peak Shaving: Batteries can absorb consumption peaks, avoiding the need to oversize grid connections.
• Self-Consumption: By storing surplus solar energy, batteries increase on-site consumption and reduce exposure to grid tariffs. • Energy Trading
Battery systems can generate substantial revenues through participation in wholesale and ancillary markets.
A 4-hour battery system entering the market in 2028 could capture up to €261/kW annually by optimizing its dispatch (assuming 100% availability for trading). Focus will move to intraday market trading. • E-credits
E-credits are tradable certificates for renewable electricity used in transport. They offer an additional revenue stream, with expected values between €30–€70 per MWh. Eligibility requires registration and is relevant for battery systems connected to EV charging infrastructure. • CRM (Capacity Remuneration Mechanism)
The CRM provides financial certainty for new battery projects by improving internal rates of return (IRR) by several percentage points.
However, for smaller behind-the-meter (BTM) battery systems, the administrative burden of participating may outweigh the benefits due to volume thresholds. Energy Procurement
Competitiveness
Comparative Cost Analysis:
Day-Ahead Hourly Pricing vs.
Base Load Contracts (2023-
2024) <image>
Chart showing Day-Ahead Hourly Pricing versus Base Load Contracts from January 2023 to December 2024, indicating price variations over time.
</image> Despite ongoing hesitation regarding the shift to (partial) procurement via day-ahead hourly pricing, analysis confirms the strong competitiveness of these contracts. Additionally, if the consumption profile allows, securing base load blocks via long-term contracts can be an effective hedging strategy. Want to explore more?
Download our whitepaper.
<image>
QR code linking to a whitepaper
</image> Thank you for your attention <image>
Arcade logo
</image>
+32 3 239 58 75
info@arcade-eng.com
<image>
Energy logo
</image>
Arcade Kontich
Groeningenlei 132
2550 Kontich
<image>
MEP logo
</image>
Arcade Hasselt
Trichterheideweg 2
3500 Hasselt
<image>
Stability logo
</image>
Arcade Gent
Ottergemsesteenweg Zuid 808
9000 Gent
<image>
BIM logo
</image>
Arcade Leuven
Sluisstraat 79
3000 Leuven
<image>
E-Vertex logo
</image> Applicable market model
2. Only a fully imbalance-exposed contract can prevent additional costs.
Overview of the proposed ToE roll-out

| Product | Grid | ToE Central Settlement Model | ToE Corrected Model | Opt-out | Pass-Through |
|---|---|---|---|---|---|
| FCR | | Not Applicable | | | |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2018 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| mFRR | HV-MV distribution | ✔ Since 2018 | TBD | ✔ Since 2018 | ✔ Since 2020 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | TBD | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 | ➔ head Q1-2026 ➔ sub Q1-2027 |
| | Transmission & local transport | ➔ Q3-2025 | ➔ Q3-2025 | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| aFRR | HV-MV distribution | ➔ Q3-2025 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | ➔ PoC Q1-2026 ➔ Q3-2026 | TBD | ✔ Since 05/2024 | ✔ Since 05/2024 |
| | Transmission & local transport | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| DA/ID | HV-MV distribution | ✔ Since 2021 | TBD | ✔ Since 2021 | ✔ Since 2021 |
| | LV distribution (< 1 kV) | TBD | TBD | TBD | TBD |

Disclaimer: Each step is conditional on an evaluation and the timing is indicative due to external factors such as the need for regulatory approvals


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

TOI Settlement Oktober 2025
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [a] Elia netvermogen | | | 15.750,18 EUR x 1,7500% | -102,23 EUR | 21% |
| [b] Garanties van oorsprong | 118,672 MWh | 6,3400 EUR/MWh | | 752,38 EUR | 21% |
| [c] Bijdrage hernieuwbare energie | 118,672 MWh | 11,8000 EUR/MWh | | 1.400,03 EUR | 21% |
| [e] Bijdrage warmtekrachtkoppeling | 118,672 MWh | 4,200000 EUR/MWh | | 498,42 EUR | 21% |
Totaal energie
| | | | 18.476,71 EUR | |
| | | | 31 dagen | | |
| [c] Maandpiek | 372.500 kW | | | 1.247,23 EUR | 21% |
| [d] Maanddal | 372.500 kW | | | 711,94 EUR | 21% |
| [e] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 4.418,32 EUR | 21% |
| [f] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 1.534,68 EUR | 21% |
| [g] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 399,35 EUR | 21% |
| [h] Toegangsvermogen | | | | | |
| [i] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 138,90 EUR | 21% |
| [j] Distributiekosten | 2,083 MVARh | | | 27,95 EUR | 21% |
| [c] Distributiekosten | | | | 694,14 EUR | 21% | Totaal netkosten
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [d] Bijdrage Energie | 118,672 MWh | 11,313800 EUR/MWh | | 1.342,63 EUR | 21% |
| [d] Bijdrage Energiefonds | | | | 1.342,63 EUR | |
| [d] Totaal regionale bijdragen | | | | 188,35 EUR | [1] |


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

TOI Settlement Oktober 2025
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [a] Elia netvermogen | | | 15.750,18 EUR x 1,7500% | -102,23 EUR | 21% |
| [b] Garanties van oorsprong | 118,672 MWh | 6,3400 EUR/MWh | | 752,38 EUR | 21% |
| [c] Bijdrage hernieuwbare energie | 118,672 MWh | 11,8000 EUR/MWh | | 1.400,03 EUR | 21% |
| [e] Bijdrage warmtekrachtkoppeling | 118,672 MWh | 4,200000 EUR/MWh | | 498,42 EUR | 21% |
Totaal energie
| | | | 18.476,71 EUR | |
| | | | 31 dagen | | |
| [c] Maandpiek | 372.500 kW | | | 1.247,23 EUR | 21% |
| [d] Maanddal | 372.500 kW | | | 711,94 EUR | 21% |
| [e] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 4.418,32 EUR | 21% |
| [f] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 1.534,68 EUR | 21% |
| [g] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 399,35 EUR | 21% |
| [h] Toegangsvermogen | | | | | |
| [i] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 138,90 EUR | 21% |
| [j] Distributiekosten | 2,083 MVARh | | | 27,95 EUR | 21% |
| [c] Distributiekosten | | | | 694,14 EUR | 21% | Totaal netkosten
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [d] Bijdrage Energie | 118,672 MWh | 11,313800 EUR/MWh | | 1.342,63 EUR | 21% |
| [d] Bijdrage Energiefonds | | | | 1.342,63 EUR | |
| [d] Totaal regionale bijdragen | | | | 188,35 EUR | [1] | Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21% BTW): 28.764,39 EUR
Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21 BTW): 188,35 EUR PARAMETERS 01/10/2025 - 31/10/2025
Cosphi = 0,970
Ppowerclick = 106,11 EUR/MWh
Jjaarverbruik = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Jjaarverbruik bijzondere accijns = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Afsluiting algemeen gebruik = 290 uren
Gemiddelde prijs : 243,9728 EUR/MWh (Excl. BTW) ENGIE
Detail factuur 118 141 435 936
Klantenrek. 221023557170 EVOLUTIE VAN VERBRUIK
<image>
Bar chart showing 'Verbruik in kWh' over different months for years 2022, 2023, 2024, and 2025.
</image>
| Jaar | Totaal |
|---|---|
| 2022 | 1.084.223 |
| 2023 | 1.144.111 |
| 2024 | 1.198.537 |
| 2025 | 476.173 | (a) Facturatie van het verliespercentage van 1,7500%, zoals bepaald door Elia. (b) In toepassing van uw contractuele voorwaarden wordt u, ingevolge de meerkost van de openbare dienstverplichting om voor een deel van de elektriciteitslevering groene stroomcertificaten voor te leggen, een Bijdrage Hernieuwbare Energie doorgerekend. (c) Facturatie van de transport- en distributiekosten zoals berekend door je netbeheerder. (d) De inkomsten van de Bijdrage Energiefonds worden doorgestort aan het Energiefonds waarmee de certificatenproblematiek (96,9%), de financiering van de sociale correctie (3,0%) en de financiering van het fonds voor de ontmanteling van kerncentrales (0,1%) worden betaald. Deze heffing wordt niet aan de btw onderworpen. Ze geldt per afnamepunt op het elektriciteitsdistributienet, op het plaatselijk vervoernet van elektriciteit en op een gesloten distributienet van elektriciteit. Voor bijkomende informatie: www.vlaanderen.be. (e) In toepassing van uw contractuele voorwaarden wordt u, ingevolge de meerkost van de openbare dienstverplichting om voor een deel van de elektriciteitslevering warmtekrachtcertificaten voor te leggen, een Bijdrage Warmtekrachtkoppeling doorgerekend. Meer informatie over radioactief afval en CO2-emissies van electriciteitsproductie met verschillende energiebronnen vindt u op:
* www.vlaanderen.be/milieurapport/emissies
* www.vreg.be
* www.niras.be Detail factuur 118 141 435 936
Klantenrek. 221023557170 Oorsprong van de globale levering van uw leverancier: hernieuwbare energiebronnen (25,30%), fossiele brandstoffen (28,44%), nucleair (46,26%).
Oorsprong van de elektriciteit te uwer beschikking gesteld: hernieuwbare energiebronnen (100%).


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

TOI Settlement Oktober 2025
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [a] Elia netvermogen | | | 15.750,18 EUR x 1,7500% | -102,23 EUR | 21% |
| [b] Garanties van oorsprong | 118,672 MWh | 6,3400 EUR/MWh | | 752,38 EUR | 21% |
| [c] Bijdrage hernieuwbare energie | 118,672 MWh | 11,8000 EUR/MWh | | 1.400,03 EUR | 21% |
| [e] Bijdrage warmtekrachtkoppeling | 118,672 MWh | 4,200000 EUR/MWh | | 498,42 EUR | 21% |
Totaal energie
| | | | 18.476,71 EUR | |
| | | | 31 dagen | | |
| [c] Maandpiek | 372.500 kW | | | 1.247,23 EUR | 21% |
| [d] Maanddal | 372.500 kW | | | 711,94 EUR | 21% |
| [e] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 4.418,32 EUR | 21% |
| [f] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 1.534,68 EUR | 21% |
| [g] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 399,35 EUR | 21% |
| [h] Toegangsvermogen | | | | | |
| [i] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 138,90 EUR | 21% |
| [j] Distributiekosten | 2,083 MVARh | | | 27,95 EUR | 21% |
| [c] Distributiekosten | | | | 694,14 EUR | 21% | Totaal netkosten
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [d] Bijdrage Energie | 118,672 MWh | 11,313800 EUR/MWh | | 1.342,63 EUR | 21% |
| [d] Bijdrage Energiefonds | | | | 1.342,63 EUR | |
| [d] Totaal regionale bijdragen | | | | 188,35 EUR | [1] | Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21% BTW): 28.764,39 EUR
Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21 BTW): 188,35 EUR PARAMETERS 01/10/2025 - 31/10/2025
Cosphi = 0,970
Ppowerclick = 106,11 EUR/MWh
Jjaarverbruik = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Jjaarverbruik bijzondere accijns = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Afsluiting algemeen gebruik = 290 uren
Gemiddelde prijs : 243,9728 EUR/MWh (Excl. BTW) ENGIE
Detail factuur 118 141 435 936
Klantenrek. 221023557170 EVOLUTIE VAN VERBRUIK
<image>
Bar chart showing 'Verbruik in kWh' over different months for years 2022, 2023, 2024, and 2025.
</image>
| Jaar | Totaal |
|---|---|
| 2022 | 1.084.223 |
| 2023 | 1.144.111 |
| 2024 | 1.198.537 |
| 2025 | 476.173 | (a) Facturatie van het verliespercentage van 1,7500%, zoals bepaald door Elia. (b) In toepassing van uw contractuele voorwaarden wordt u, ingevolge de meerkost van de openbare dienstverplichting om voor een deel van de elektriciteitslevering groene stroomcertificaten voor te leggen, een Bijdrage Hernieuwbare Energie doorgerekend. (c) Facturatie van de transport- en distributiekosten zoals berekend door je netbeheerder. (d) De inkomsten van de Bijdrage Energiefonds worden doorgestort aan het Energiefonds waarmee de certificatenproblematiek (96,9%), de financiering van de sociale correctie (3,0%) en de financiering van het fonds voor de ontmanteling van kerncentrales (0,1%) worden betaald. Deze heffing wordt niet aan de btw onderworpen. Ze geldt per afnamepunt op het elektriciteitsdistributienet, op het plaatselijk vervoernet van elektriciteit en op een gesloten distributienet van elektriciteit. Voor bijkomende informatie: www.vlaanderen.be.


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

## Submeter

*   Significant Reduction on Grid Tariffs (in Flanders and Wallonia)
*   Two Different Supply Contract: No settlement agreement needed
*   Netting between PV and BESS unclear: complex procedures to share PV production between both access points (exempting grid tariffs)
*   Not (yet) possible -> Fluvius is waiting for approval of Regulator (VNR) (expected by Q1 2026) Layer 2: ⚡ Flexibility provider (BSP) operating under an active supply contract

<image>
Diagram showing a "Middenspanningsnetwerk" (medium voltage grid) with a power plant, solar panels, and a battery storage system connected, indicating energy flow.
</image> Overview of the proposed ToE roll-out

| Product | ToE Central Settlement Model | Model |
|---|---|---|
| | | Opt-out | Pass-through |
| **FCR** | ToE Not Applicable | | |
| Transmission & local transport | • Since 2018 | TBD | • Since 2018 | • Since 2018 |
| HV-MV distribution | • Since 2018 | TBD | • Since 2018 | • Since 2018 |
| **mFRR** | LV distribution (n=1-x) | • Since 2018 | TBD | • Inset Q3 2026 • Inset Q3 2026 | • Inset Q3 2026 • Inset Q3 2026 |
| Transmission & local transport | • Q3 2025 | Q3 2025 | • Q3 2025 | • Since 2021 |
| HV-MV distribution | • Q3 2025 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| **aFRR** | LV distribution (n=1-x) | • Pilot Q3 2025 • Pilot Q3 2025 | TBD | • Q3/Q4 2024 • Q3/Q4 2024 | • Since 2021 |
| Transmission & local transport | • Since 2021 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| **DA/ID** | HV-MV distribution | • Since 2021 | TBD | • Since 2021 | • Since 2021 |
| LV distribution (n=1-x) | TBD | TBD | TBD | TBD | Disclaimer: Each step is conditional on an evaluation and the timing is indicative due to external factors such as the need for regulatory approvals. Down activation: increase of consumption

<image>
Diagram illustrating the flow of "Down activation: increase of consumption". It shows EPEX OTC, Supplier, BRPsource, Elia, and CE interacting. Key elements include "Fixed fee", "imbalance payment", "Activation fee", and "Reduce imbalance as BRP_CE is positive imbalance".
</image> Behind The Meter
* No Reduction on Grid Tariffs
* Netting available between PV and BESS
* Right conditions of supply contract mandatory to avoid profits sticking with the supplier
* However, additional fee (ToE) could occur due to ToE settlement between supplier and BSP
* Settlement agreement necessary to split energy invoice Layer 3: ⚡ One integrated ecosystem

<image>
Diagram showing a power plant, solar panels, a battery, and a grid connection labeled "Middenspanningsnetwerk".
</image> Behind The Meter
* No Reduction on Grid Tariffs
* Netting available between PV and BESS
* Cooperating supplier: Preferably the investor takes over the supply contract to ensure the right conditions of supply (e.g. collective purchase)
* Additional fee (ToE) will be limited or not applicable between supplier and BSP
* Settlement agreement necessary to split energy invoice


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

3.5 Impact op settlement met huurder
Er is enkel in de behind-the-meter batterijopstelling een impact op het
leveringscontract van de eindverbruiker. Er dient een settlement overeenkomst te
zijn wanneer de eindverbruiker en de BESS investeerder niet dezelfde partij is.
Bij een behind-the-meter (BTM) configuratie wordt de batterij aangesloten achter de
hoofdmeter, die gedeeld wordt met zowel de PV-installatie als het verbruik van de
huurder. Dit leidt tot een verhoogde factuur voor de huurder, die niet alleen zijn eigen
verbruik bevat, maar ook het afgenomen elektriciteitsvolume van de batterij. Deze
toename heeft betrekking op alle onderdelen van de energiefactuur: de energiekost,
de netkosten (zoals distributie- en transmissietarieven), en de federale en
gewestelijke heffingen.
Een settlement overeenkomst voorziet de contractuele bepalingen waarbij de
investeerder het extra gefactureerde bedrag vergoedt aan de huurder. Deze regeling
dient enkel toegepast te worden wanneer de energieleverancier geen contract split
kan implementeren. In het geval van een contract split – waarbij de leverancier apartfactureert aan zowel huurder als investeerder
kunnen deze verrekeningen volledig
vermeden worden.

De impact heeft invloed op de verschillende componenten van de factuur. Om de
batterij correct te kunnen inzetten, moet het contractueel vastgelegde
toegangsvermogent
worden verhoogd. Deze verhoging resulteert in een hoger
toegangsvermogen en maandprijs. Ook hier dient de settlement overeenkomst een
verrekening te voorzien, waarbij de verhuurder verantwoordelijk is voor het
aandeel van het
tarief dat toe te wijzen is aan het batterijverbruik.

Om deze verrekeningen correct en transparant uit te voeren, dient
meetinfrastructuur
geïnstalleerd te worden om het batterijverbruik nauwkeurig te onderscheiden van het
siteverbruik.

Gezien dit om aanzienlijke bedragen gaan, zijn provisies met de huurders
aangewezen. Dit kan vermeden worden indien de investeerder het
leveringscontract
overneemt.


Question: licht het corrected settlement model toe in ToE regime

TOI Settlement Oktober 2025
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [a] Elia netvermogen | | | 15.750,18 EUR x 1,7500% | -102,23 EUR | 21% |
| [b] Garanties van oorsprong | 118,672 MWh | 6,3400 EUR/MWh | | 752,38 EUR | 21% |
| [c] Bijdrage hernieuwbare energie | 118,672 MWh | 11,8000 EUR/MWh | | 1.400,03 EUR | 21% |
| [e] Bijdrage warmtekrachtkoppeling | 118,672 MWh | 4,200000 EUR/MWh | | 498,42 EUR | 21% |
Totaal energie
| | | | 18.476,71 EUR | |
| | | | 31 dagen | | |
| [c] Maandpiek | 372.500 kW | | | 1.247,23 EUR | 21% |
| [d] Maanddal | 372.500 kW | | | 711,94 EUR | 21% |
| [e] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 4.418,32 EUR | 21% |
| [f] Toegangsvermogen | 1.950.000 kW | | | 1.534,68 EUR | 21% |
| [g] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 399,35 EUR | 21% |
| [h] Toegangsvermogen | | | | | |
| [i] Toegangsvermogen | 117.500 kW | | | 138,90 EUR | 21% |
| [j] Distributiekosten | 2,083 MVARh | | | 27,95 EUR | 21% |
| [c] Distributiekosten | | | | 694,14 EUR | 21% | Totaal netkosten
| | | | | Bedragen | BTW |
|---|---|---|---|---|---|
| [d] Bijdrage Energie | 118,672 MWh | 11,313800 EUR/MWh | | 1.342,63 EUR | 21% |
| [d] Bijdrage Energiefonds | | | | 1.342,63 EUR | |
| [d] Totaal regionale bijdragen | | | | 188,35 EUR | [1] | Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21% BTW): 28.764,39 EUR
Aan te rekenen voor periode van 01/10/2025 tot 31/10/2025 (21 BTW): 188,35 EUR PARAMETERS 01/10/2025 - 31/10/2025
Cosphi = 0,970
Ppowerclick = 106,11 EUR/MWh
Jjaarverbruik = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Jjaarverbruik bijzondere accijns = 1.246.236 MWh (1 MWh = 1.000 kWh)
Afsluiting algemeen gebruik = 290 uren
Gemiddelde prijs : 243,9728 EUR/MWh (Excl. BTW) ENGIE
Detail factuur 118 141 435 936
Klantenrek. 221023557170 EVOLUTIE VAN VERBRUIK
<image>
Bar chart showing 'Verbruik in kWh' over different months for years 2022, 2023, 2024, and 2025.
</image>
| Jaar | Totaal |
|---|---|
| 2022 | 1.084.223 |
| 2023 | 1.144.111 |
| 2024 | 1.198.537 |
| 2025 | 476.173 | (a) Facturatie van het verliespercentage van 1,7500%, zoals bepaald door Elia. (b) In toepassing van uw contractuele voorwaarden wordt u, ingevolge de meerkost van de openbare dienstverplichting om voor een deel van de elektriciteitslevering groene stroomcertificaten voor te leggen, een Bijdrage Hernieuwbare Energie doorgerekend. (c) Facturatie van de transport- en distributiekosten zoals berekend door je netbeheerder.


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?

Configuratie
De RMU zal in hetzelfde omhulsel beschikken over het benodigde aantal functionele MS-eenheden voor de aansluiting van de voedingen en de beveiliging van de transformatoren:
* 2, 3 of 4 net lusschakelaars;
* 1 of 2 lijn- of transformatorbeveiligingen met vermogensschakelaars;
* de aardingsschakelaars.


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?

MATERIAAL
Algemene beschrijving
Het middenspanningsbord (Ring Main Unit of RMU) is van het compacte type waarbij gebruik gemaakt wordt van gestandaardiseerde cellen. Het dient mogelijk te zijn om de RMU uit te breiden. De uitbreiding kan eenvoudig en alle uitgerust worden door de gebruiker zonder speciale voorbereidingen en zonder specifiek gereedschap. Na de montage moet de uitbreidingseenheid de volledige isolatie verzekeren en ongevoelig zijn voor de omgeving.


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?

MATERIAAL
Algemene beschrijving
Het middenspanningsbord (Ring Main Unit of RMU) is van het compacte type waarbij gebruik gemaakt wordt van gestandaardiseerde cellen. Het dient mogelijk te zijn om de RMU uit te breiden. De uitbreiding kan eenvoudig en snel uitgevoerd worden door de gebruiker zonder speciale vloerbehandeling en zonder specifiek gereedschap. Na de montage moet de uitbreidingseenheid de volledige isolatie verzekeren en ongevoelig zijn voor de omgeving.
De apparatuur en de totaliteit van de functionele uitrustingen dient te beantwoorden aan categorie AA20 (materiaal zonder uitwendige verschijnselen bij interne fout), de voorschriften van Synergid en de eisen gesteld door de netbeheerder. De middenspanningsinstallatie wordt geplaatst in een lokaal/prefab betonnen constructie van categorie BB05 Dit document geeft voor gebruik in warme en vochtige omgevingen en vergt weinig onderhoud. De fabrikant moet een testrapport kunnen voorleggen van de test waarbij het bedieningsmechanisme gedurende minstens 200 uur aan zout mist wordt blootgesteld overeenkomstig de IEC60068-2-2. Alle metalen onderdelen hebben een corrosiewerende behandeling ondergaan. Aan de bovenzijde van het toestel zijn er 2 hijsogen voorzien voor het transport. Op de verpakking bevindt zich een schokindicator van het type shockwatch. SPECIFICATIES

| Algemeen | |
|---|---|
| Constructietype | Metaalomsloten apparatuur |
| Isolatie | Gecomprimeerde, gefilterde zuivere lucht |
| Verwachte levensduur | 40 jaar |
| Positioneringsklasse | PM |
| Continuïteitsklasse | LSC2A |
| Beschermingsgraad | |
| -) RMU-componenten | IP67 |
| -) Frontpaneel | IP3X |
| -) LS-compartiment | IP3X |
| -) Mechanismes | IP2X |
| -) Kabelcompartiment | IP2X |
| -) Bescherming tegen mechanische impact | IK07 | | Elektrische eigenschappen | | | |
|---|---|---|---|
| Isolatie | | | |
| Isolatiespanning | Ur | 15,375 kV (cfr plaatselijk net) | Driefasig - drie geleiders |
| Gebruiksspanning | | 50/60 Hz | |
| Gebruiksfrequentie | F | | |
| Isolatieklasse (tussen fasen, tussen fase en aarde) | Up | 75 kV | 95 kV | 125 kV |
| Isolatie bij industriële frequentie rms 1min | Ud | 28 kV | 38 kV | 50 kV |
| Toegekende stroom | Ir | | |
| Beschakelaar | | | 630 A |
| Vermogensschakelaar beveiliging lijn | | | 630 A |
| Vermogensschakelaar beveiliging transfo | | | 200A |
| Toelaatbare korte-duurstroom (1 sec) | Ik tk | 25kA eff. 1 s | 20kA eff. 1 s | 20kA eff. 1 s |
| Inschakelvermogen bij kortsluiting van de lastschakelaars en van de aarding | Ima | 63 kA piek | 50 kA piek | 40 kA piek |
| Aantal schakelingen bij vol kortsluitvermogen op de lusschakelaars, de aardingsschakelaars en de vermogensschakelaars. | | 5 uitschakelbedieningen | |
| Onderbrekingsvermogen nominale laadstroom op de lusschakelaars | | 630 A | |
| Onderbrekingsvermogen van onbelaste kabels | | 30 A | |
| Onderbrekingsvermogen van onbelaste transformator | | 10 A | |
| Aantal mechanische schakelingen | | | |
| Lus- en afschakelaars en gecombineerde | | 1000 O/C | |
| Vermogensschakelaars 200 en 630 A | | 2000 O/C | |
| Aantal schakelingen bij toegekende stroom | | 100 O/C | |
| Aantal schakelingen bij maximaal kortsluitvermogen voor de vermogensschakelaars | | cyclus: O - 3 min - CO - 3 min - CO | |
| Klasse interne boogweerstand | IAC | AA10: A-FL | |
| | | AA20: B-FLR | | Alle schakelaars moeten deze stroom kunnen onderbreken zonder dat enig ongeval wordt veroorzaakt volgens de IEC-normen 62271-1 § 4.5, 4.6, 4.7 en IEC 62271-200. ## Configuratie
De RMU zal in een verzegelde omhulsel beschikken over de benodigde aantal functionele MS-eenheden voor de aansluiting van de voeding van de beveiliging van de transformatoren.
* 2, 3 of 4-net transformator.
* 1 of 2 lijn- of transformatorbeveiligingen met vermogensschakelaars,
* de aardingsschakelaars. ## Afmetingen:
### Compacte standaarduitvoering
| | hoogte | diepte | breedte |
|---|---|---|---|
| 1 functie | 1150mm | 720mm | 580mm |
| 2 functies | 1150 mm | 720 mm | 840 mm |
| 3 functies | 1150 mm | 720 mm | 1200 mm |
| 4 functies | 1150 mm | 720 mm | 1540 mm | ### Uitbreidbare uitvoering
| | hoogte | diepte | breedte |
|---|---|---|---|
| 3 functies uitbreidbaar naar rechts | 1150 mm | 720 mm | 1216 mm |
| 4 functies uitbreidbaar naar rechts | 1150 mm | 720 mm | 1650 mm |
| 1 dubbele uitbreidingsmodule | 1150 mm | 720 mm | 640 mm | ### Standaard gecombineerde uitvoering
| | hoogte | diepte | breedte |
|---|---|---|---|
| 2 functies | 1150 mm | 720 mm | 1060 mm |
| 3 functies | 1150 mm | 720 mm | 1540 mm | ### Uitbreidbare gecombineerde uitvoering
| | hoogte | diepte | breedte |
|---|---|---|---|
| 2 functies | 1150 mm | 720 mm | 1120 mm |
| 3 functies | 1150 mm | 720 mm | 1600 mm | ## Uitvoering
Huidige aanneming voortzet in volgende functies: 2 lusschakelaars, 1 meetcel en 1 transformatorbeveiliging ## Apparatuur
### Overkoepeling
De lastschakelaar en het bedieningspaneel bevinden zich in een gelaste metalen kuip die gevuld is met Gecomprimeerde, gefilterde zuivere lucht op een relatieve druk van 0,2 bar (200 hPa) in AA10 en 0,3 bar (300hPa) in AA20, om de isolatie en de onderbrekingsfuncties te verzekeren.
Dit permanent gelaste omhulsel voldoet aan de eisen gesteld aan "verzegelde druksystemen" volgens de IEC 61271-1, namelijk een systeem dat geen enkele gasbehandeling vereist gedurende de levensduur van 20 jaar bij 40°C. Er is bijgevolg geen leeg voor hervulling nodig. Bovendien moet de fabrikant verzekeren dat het maximale verlies daarvan is 0,1% per jaar.
De volledig gevulde kuip maakt de schakelaars ongevoelig voor de omgeving (tijdelijke overstroming, hoge vochtigheidsgraad, enz) en biedt beschermingsgraad IP67 volgens de norm IEC 60529 §14.2.7.
Bij een volledig afgewerkt toestel zijn de actieve delen van de onderbrekingsinrichtingen onderhoudsvrij terwijl het bedieningspaneel een minimaal onderhoud vergt.
Het bedieningspaneel heeft beschermingsgraad IP2XC.
De kuip is vervaardigd uit ongeschilderd roestvrij staal AISI304 van 2 mm, om te weerstaan tegen een interne druk van 3 bar (3000 hPa).
De kleur van de behuizing is RAL 9003 en RAL9005 voor het synoptisch paneel.
Elk toestel moet worden geïdentificeerd door een duidelijk etiket waarop de functies en de elektrische kenmerken zijn aangegeven.


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?

MATERIAAL
Algemene beschrijving
Het middenspanningsbord (Ring Main Unit of RMU) is van het compacte type waarbij gebruik gemaakt wordt van gestandaardiseerde cellen. Het dient mogelijk te zijn om de RMU uit te breiden. De uitbreiding kan eenvoudig en snel uitgevoerd worden door de gebruiker zonder speciale vloerbehandeling en zonder specifiek gereedschap. Na de montage moet de uitbreidingseenheid de volledige isolatie verzekeren en ongevoelig zijn voor de omgeving.
De apparatuur en de totaliteit van de functionele uitrustingen dient te beantwoorden aan categorie AA20 (materiaal zonder uitwendige verschijnselen bij interne fout), de voorschriften van Synergid en de eisen gesteld door de netbeheerder. De middenspanningsinstallatie wordt geplaatst in een lokaal/prefab betonnen constructie van categorie BB05


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?

## Configuratie
De RMU zal in een verzegelde omhulsel beschikken over de benodigde aantal functionele MS-eenheden voor de aansluiting van de voeding van de beveiliging van de transformatoren.
* 2, 3 of 4-net transformator.
* 1 of 2 lijn- of transformatorbeveiligingen met vermogensschakelaars,
* de aardingsschakelaars.


Question: Kun je me mer uitleg verschaffen over de opbouw van een RMU unit?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?

Is dit wel de juiste kabel?
Lijkt me voor 16kV te zijn.


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?

Juiste kabel?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?

Juiste kabel?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?

4.Kabels 15kV
Input Omexom: Spanningsniveau MS is een optimalisatie-oefening die we zullen moeten maken, namelijk kost schakelmateriaal vs kost kabels.


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je toelichting geven over kabels 36kV?


Question: Kun je me meer info verschaffen over het elektronisch relais op de transformatorbeveiliging?

Een elektronisch beveiliging op de vermogensschakelaar laat toe om verschillende metingen uit te lezen dit zijn:

*   Ter plaatse op de vermogensschakelaar
*   Op een display gemonteerd op het laagspanningsbord, het display is door een kabel verbonden met de desbetreffende vermogensschakelaar.
*   Decentraal, waarbij een of meerdere vermogensschakelaars verbonden via een open bussysteem (Ethernet TCP/IP of Modbus RS485; ...) met het LAN netwerk. De vermogensschakelaar(s) dewelke aangesloten worden op het LAN, zal in reële tijd toegang geven tot de data van de uitrusting door gebruik te maken van een standaard internet web browser.

De verbinding met het LAN kan gebeuren door middel van een draadloze communicatie of door een kabelverbinding.


Question: Kun je me meer info verschaffen over het elektronisch relais op de transformatorbeveiliging?

2.3. HS klantencabine
2.3.1. Hoogspanningsmateriaal
Omschrijving
Naar aanleiding van de netstudies en afhankelijk van de bijkomende vraag voor afgenomen injectie vermogen of afnamevermogen, wordt per site bekeken of de relais in de algemene beveiligingscel van het correcte type is. Er moet op bepaalde sites overgeschakeld worden van een autonoom relais, naar een relais met hulpspanning.


Question: Kun je me meer info verschaffen over het elektronisch relais op de transformatorbeveiliging?

De vermogenschakelaar wordt gecombineerd met een geïntegreerde beveiliging zonder hulpvoeding en beschikt over:
Een geheel van geïntegreerde torustransformatoren met een erg laag verbruik van het type LPCT (Low Power Current Transformer) met een spanning weergeven die proportioneel is met de stroom en met een uitgangsstroom voor de voeding van het elektronisch relais.
Een automatisch gevoed elektronisch relais met:
* weergave van de eigenlijke en maximale stromen in directe waarden
* de histories met tijdstempel van de 3 laatste fouten
* de histories van het werkingsgebied
* 3 niveaus van foutcurven voor de fase-fase stromen en fase-aarde stromen zodoende een betere selectiviteit met de laagspanning te verzekeren.
* de mogelijkheid om de de harmonische te blokkeren om de inschakeling van de transformatoren mogelijk te maken
* een permanente automatische controle
* een spoel met zeer lage energie (MITOP),


Question: Kun je me meer info verschaffen over het elektronisch relais op de transformatorbeveiliging?

BEVEILIGING
De beveiliging van de transformator zal voorzien worden door een koppeling tussen HS en LS met een Mauell MR11 meldrelais. Deze zal optreden als de bij oververhitting, overdruk, ... van de transformator. Dit is weergegeven in schema "Conceptblad beveiligingsschema HS/LS 1000V eurocablage" en "schema eurocablage".


Question: Kun je me meer info verschaffen over het elektronisch relais op de transformatorbeveiliging?


Question: geef me de kostrpijs voor kabels

Kabelverliezen opleggen


Question: geef me de kostrpijs voor kabels

Juiste kabel?


Question: geef me de kostrpijs voor kabels

Juiste kabel?


Question: geef me de kostrpijs voor kabels

OFFERTE Nr 3
- Leveren en plaatsen van 3x EAXECWB 95/25mm^2 - 41,51€
AFSTAND-KABELS
- 110+85+80+50+45+15+40=425m


Question: geef me de kostrpijs voor kabels

OFFERTE Nr 6
- Leveren en plaatsen van kabel LIYY 12x2,5mm² - 14,81€
AFSTAND-KABELS
- 110+85+80+50+45+15+40=425m
- Afstand transfo 7 en 6 voor aansturing zwaakstroom HS-gebouw: 40+15=65
TOTAAL: 490m