Integratie van windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem i..

Rijksoverheid

30920572-Consulting 10-0198

Integratie van windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in de context van de Noordwest Europese elektriciteitmarkt Eindrapport Revisie

Arnhem, september 2010 Auteurs:E. Benz, C. Hewicker, N. Moldovan, G. Stienstra, W. van der Veen

In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken

KEMA Nederland B.V. Utrechtseweg 310, 6812 AR Arnhem Postbus 9035, 6800 ET Arnhem T (026) 3 56 91 11 F (026) 3 89 24 77 contact@kema.com www.kema.com Handelsregister Arnhem 09080262

Het Ministerie van Economische Zaken is auteursrechthebbende van dit rapport KEMA Nederland B.V. heeft in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken dit onderzoek uitgevoerd en de bevindingen in dit rapport vastgelegd. Het is verboden om dit document op enige manier te wijzigen, het opsplitsen in delen daarbij inbegrepen. In geval van afwijkingen tussen een elektronische versie (bijv. een PDF bestand) en de originele door KEMA verstrekte papieren versie, prevaleert laatstgenoemde. KEMA Nederland B.V. en/of de met haar gelieerde maatschappijen zijn niet aansprakelijk voor enige directe, indirecte, bijkomstige of gevolgschade ontstaan door of bij het gebruik van de informatie of gegevens uit dit document, of door de onmogelijkheid die informatie of gegevens te gebruiken.

Revisie september 2010

-3-

30920572-Consulting 10-0198

INHOUD
1 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.3 2.4 3 3.1 3.2 3.3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.5 5.6 5.7

blz. Introductie ...........................................................................................................10 Opdrachtomschrijving .........................................................................................10 Context ...............................................................................................................11 Hoofdvragen .......................................................................................................11 Marktwerking.......................................................................................................12 Prijsvorming in de elektriciteitmarkt .....................................................................12 Elektriciteitproductie-eenheden ...........................................................................15 Marginale kosten versus variabele kosten en integrale kosten............................16 Negatieve marktprijzen .......................................................................................18 Reservevermogen...............................................................................................19 Interconnectie (transmissie) capaciteit ................................................................20 Aanpak en methodologie van de marktsimulatie .................................................21 Het simulatiemodel PLEXOS ..............................................................................21 Marktwerking in een perfecte markt ....................................................................21 Aannames...........................................................................................................22 Scenario's ...........................................................................................................25 Basisscenario......................................................................................................27 Scenario 1- algemene scenario's ........................................................................28 Scenario 2 - flexibiliteit van het energiesysteem..................................................28 Scenario 3 - minder kolencapaciteit ....................................................................29 Scenario 4 - overige scenario's ...........................................................................31 Resultaten marktwerking volgens simulaties .......................................................33 Algemene resultaten en discussie.......................................................................33 Elektriciteitproductiekosten..................................................................................34 Brandstofverbruik en CO2 emissie.......................................................................35 Elektriciteitprijzen en marginale systeemkosten ..................................................37 Jaargemiddelde kosten voor 2020 ......................................................................38 De invloed van windenergie ................................................................................39 De invloed van de brandstofmix ..........................................................................42 Impact van wind op WKK en kolen inzet .............................................................44 Import en export..................................................................................................48 De inzet van de kolencentrales ...........................................................................50

Revisie september 2010

-4-

30920572-Consulting 10-0198

6 6.1 6.2 7 7.1 7.1.1 7.1.2 7.1.3 7.2 7.3 7.4 7.5

Conclusies ..........................................................................................................51 Voornaamste aannames .....................................................................................51 Conclusies ..........................................................................................................52 Appendices .........................................................................................................55 Aanpak en modelering ........................................................................................56 Het simulatiemodel PLEXOS ..............................................................................56 Marktwerking in een perfecte markt ....................................................................56 De aannames voor het Noordwest Europese marktmodel...................................58 Aanbodcurven.....................................................................................................66 Brandstofmix in detail..........................................................................................66 Analyse van flexibiliteit van Nederlandse WKK eenheden...................................66 Begrippenlijst ......................................................................................................66

Revisie september 2010

-5-

30920572-Consulting 10-0198

MANAGEMENT SAMENVATTING
Opdracht omschrijving In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken heeft KEMA onderzoek gedaan naar de integratie van grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in de context van een Noordwest Europese elektriciteitmarkt, voor het jaar 2020. Energie uit wind wordt gezien als een grote potentiële bron van duurzame elektriciteit en kan een aanzienlijke bijdrage leveren aan het verwezenlijken van Nederlandse en Europese doelstellingen voor CO2 emissiereductie en duurzame elektriciteit. Windenergie heeft de eigenschap dat de hoeveelheid elektriciteit die in het systeem moet worden geabsorbeerd sterk kan variëren in de tijd, omdat het soms wel en soms niet waait en omdat de precieze hoeveelheid wind onvoorspelbaar is. Dit maakt dat wind, met name in grote hoeveelheden, een impact heeft op het elektriciteitsysteem. Met deze studie wordt een bijdrage geleverd aan de beantwoording van de vragen die centraal staan in het EZ-project "Brandstofmix". In het bijzonder behandelt deze studie de volgende aspecten: het vermogen om grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse energiesysteem te combineren met het gebruik van WKK de impact op de elektriciteitkosten de invloed op CO2 emissies en brandstofverbruik de samenhang tussen de elektriciteitproductie van WKK eenheden, windparken en kolengestookte centrales Aanpak In deze studie is het Nederlandse elektriciteitsysteem gesimuleerd, in samenhang met de totale regionale elektriciteitmarkt in Noordwest Europa, voor het jaar 2020. De uitgevoerde simulaties zijn gebaseerd op perfecte competitie met de marginale kostprijs van de productie eenheden als biedprijs in de elektriciteitmarkt. Hiertoe is gebruik gemaakt van een chronologisch productiesimulatiemodel (PLEXOS), dat rekening houdt met de dynamische bedrijfsvoering en beperkingen van de elektriciteitscentrales en het transmissienet. Deze aanpak is een goede benadering van de inzet van opwekkingseenheden in de individuele landen en de resulterende netwerkstromen tussen verschillende markten als ook binnen enkele van de grotere landen. Om de eerdergenoemde aspecten te kunnen analyseren is allereerst een basisscenario geformuleerd met een aantal veronderstellingen omtrent de verwachte structuur en omvang van de elektriciteitvoorziening in 2020. De belangrijkste aannames in het basisscenario zijn:

Revisie september 2010

-6-

30920572-Consulting 10-0198

1. De aannames ten aanzien van productiecapaciteit (zowel duurzaam als conventioneel) en vraag naar elektriciteit in Nederland en de ons omringende landen zijn hoofdzakelijk gebaseerd op recente inschattingen van de UCTE1. 2. In afwijking van de UCTE-inschatting wordt voor de elektriciteitvraag in Nederland uitgegaan van 130 TWh2 en van opgesteld windvermogen van 12 GW3. 3. In 2020 is het overgrote deel van het opgestelde WKK-vermogen flexibel inzetbaar, omdat verondersteld wordt dat voor de meeste toepassingen alternatieve warmtebronnen beschikbaar zijn en het al dan niet inzetten van WKK een economische afweging is. Van het totaal opgesteld WKK-vermogen in 2020 ter grootte van 18,6 GW wordt in het basisscenario verondersteld dat 1.800 MW niet flexibel inzetbaar is en dus moet draaien, de zogenaamde "must-run" capaciteit. 4. Terwijl het simulatiemodel rekening houdt met regionale loadflows en netbeperkingen, houdt het geen rekening met potentiële netbeperkingen binnen de meeste landen, maar veronderstelt het voldoende vervoercapaciteiten binnen elk netwerkgebied. Om de gevoeligheid van de resultaten voor de aannames in kaart te brengen is naast het basisscenario tevens een aantal varianten onderzocht. Het ging daarbij om: een variant met meer en een variant met minder conventioneel vermogen in Nederland. twee scenario's met minder windvermogen in Nederland (9 GW en 6 GW) twee scenario's waarbij het "must-run" aandeel van WKK in 2020 hoger ligt (3.000 MW en 6.000 MW must-run) een scenario om de effecten van het uit bedrijf nemen van (oud) kolenvermogen in kaart te brengen (25 GW minder kolen in alle beschouwde landen, waarvan 7,3 GW in Nederland) een scenario zonder Duitse "Kernaustieg". In dit scenario blijft het totaal opgesteld vermogen gelijk, omdat verondersteld wordt dat het in bedrijf houden van Duitse kerncentrales een omgekeerd effect heeft op het overig conventioneel vermogen. een scenario met een hogere vraag in 2020 (146 TWh in plaats van 130 TWh). De resultaten van de simulaties zijn in detail beschreven in hoofdstuk 5. Hieronder vatten wij de belangrijkste resultaten samen.

1 2

UCTE System Adequacy Forecast (SAF), Scenario B (december 2008)

Deze aanname wordt door ECN en PBL gehanteerd in hun binnenkort te publiceren nieuwe referentieramingen. Conform de beleidsinzet van het Kabinet zoals onder meer geformuleerd in de brief aan de Tweede Kamer van 19 april jl. 3

Revisie september 2010

-7-

30920572-Consulting 10-0198

Belangrijkste resultaten 1. 12 GW wind in 2020 is inpasbaar in het elektriciteitsysteem In het basisscenario is het mogelijk om 12 GW windenergie in het elektriciteitsysteem te integreren zonder dat dit leidt tot het niet kunnen benutten van elektriciteit uit wind (zogenaamde wind curtailment). Slechts 0,3% van de totale productie zal verloren gaan door het terugregelen van windproductie. Ook bij scenario's met minder flexibel WKKvermogen, ofwel een hoger aandeel must-run, zal vrijwel de volledige hoeveelheid elektriciteit uit windenergie worden benut. In het scenario met 6.000 MW must-run zal 1,5% van de potentiële windproductie niet worden benut. Zie sectie 5.5. 2. CO2-emmisies in Nederland dalen bij toename van het opgesteld windvermogen. De specifieke CO2-emissie als gevolg van de elektriciteitproductie in Nederland daalt bij een toename van het opgestelde windvermogen4. In het basisscenario met 12 GW wind gaat het om een emissie van 387 g/kWh, terwijl het in de scenario's met 9 GW en 6 GW wind om respectievelijk 423 en 468 g/kWh. Hierbij is rekening gehouden met het feit dat conventionele centrales vaker in deellast en daardoor minder efficiënt draaien. Voor zover dat WKK-vermogen betreft, is het eventuele extra inzetten van warmteketels niet gemodelleerd. Zorgvuldige modellering hiervan vergt meer inzicht in de warmtekracht situatie dan binnen het kader van deze studie aanwezig was en kon worden verkregen. Zie sectie 5.3. 3. De gemiddelde windvermogen. marginale kosten dalen bij toename van het opgesteld

In een optimaal werkende markt zal de marktprijs van elektriciteit bepaald worden door de marginale kosten van de duurste productie-eenheid die op enig moment wordt ingezet. Wanneer we het basisscenario met 12 GW wind vergelijken met de scenario's met 9 GW en 6 GW wind, dan blijkt dat de jaargemiddelde marginale kosten in de twee scenario's met minder wind resp. 5% en 10% hoger liggen. De opwekkosten per MWh stijgen met 9% en 20% bij de scenario's met 9 en 6 GW wind. Hieruit mag niet worden geconcludeerd dat een scenario met meer wind in totaal goedkoper is dan een scenario met minder wind. Investeringskosten en vaste kosten zijn bijvoorbeeld niet meegenomen, omdat deze niet relevant zijn voor de hoogte van de marginale kosten.

4

We merken hierbij op dat voor de totale Europese CO2-uitstoot het ETS-plafond bepalend is.

Reductie in een bepaald land leidt waarschijnlijk tot handel over de grens en niet tot echte vermindering van de uitstoot in Europa.

Revisie september 2010

-8-

30920572-Consulting 10-0198

Aan de andere kant zijn vaste kosten natuurlijk wel bepalend voor de totale kosten van de betreffende scenario's5. Zie sectie 5.2. 4. WKK zal minder worden ingezet bij toename van het opgesteld windvermogen. Windenergie heeft lage marginale kosten en zal daarom in zijn algemeenheid eerder worden ingezet dan eenheden met hogere marginale kosten, zoals kolengestookt vermogen, WKK-vermogen en overig gasgestookt vermogen. Dit betekent dat naarmate er meer windenergie wordt geproduceerd de draaiuren van genoemde eenheden zullen dalen. Daarbij is vooral het effect op WKK interessant gelet op het feit dat het hier in principe om een efficiënte manier van elektriciteit- en warmteproductie gaat. Een indicatie van dit effect wordt gevormd door de warmteproductie met behulp van WKK in de verschillende scenario's. De simulaties laten zien dat de productie van warmte uit WKK lager is dan wat potentieel mogelijk is en dat dit effect toeneemt naarmate er meer windvermogen opgesteld is. De inzet van WKK-vermogen is ongeveer een derde van het potentieel. Dit komt voornamelijk omdat WKK-vermogen op basis van de gebruikte uitgangspunten moeilijk kan concurreren met kolengestookt vermogen. Het blijkt dat deze uitkomst erg gevoelig is de gehanteerde gas- en kolenprijzen en daarmee ook voor de CO2 prijzen. Wanneer dit verschil kleiner wordt kan WKK beter concurreren met kolen en wordt meer WKK ingezet. Bij meer wind wordt, zoals gezegd, minder WKK vermogen ingezet. In het scenario met 12 GW aan windcapaciteit gaat het om circa 4% minder warmtekracht ten opzichte van het scenario met 6 GW wind. Zie sectie 5.5.

5. Effect van meer windvermogen op draaiuren en rentabiliteit van nieuwe en bestaande kolencentrales. Uit de simulaties blijkt dat een groot deel van de conventionele installaties in de verschillende scenario's in 2020 een relatief lage inzet heeft (weinig draaiuren). Dit heeft effect op de economische rentabiliteit van deze eenheden. In deze studie hebben we dit effect bezien voor nieuwe en bestaande kolencentrales in Nederland en de ons omringende landen. Daarbij is de economische levensvatbaarheid van een nieuwe of bestaande kolencentrale afgeschat door te kijken of de operationele inkomsten de investeringskosten kunnen dekken. In het algemeen geldt dat kapitaalsintensieve centrales, zoals kolencentrales een aanzienlijk aantal draaiuren per jaar moeten hebben om winstgevend te zijn. 5

Voor een verdere toename van de hoeveelheid wind blijft het gelet op de totale kosten van wind

noodzakelijk om investeringen in wind op de één of andere manier te stimuleren.

Revisie september 2010

-9-

30920572-Consulting 10-0198

Een laag aantal draaiuren kan erop wijzen dat er geen businesscase voor een nieuwe installatie is of dat bestaande eenheden, die veelal een lagere efficiency hebben, uit bedrijf kunnen worden genomen. Een van de scenario's (scenario 3) behandelt daarom het effect van een significant lager aandeel kolen (basislastvermogen) in de brandstofmix. Deze aanvullende simulaties wijzen erop dat een significante vermindering van beschikbare (kolengestookte) capaciteit in Nederland en de omringende landen nodig is om een aantal draaiuren voor kolenvermogen te verkrijgen dat normaal geacht wordt voor basislastvermogen en waarmee voldoende economische rentabiliteit zou kunnen worden verkregen. In deze aanvullende simulaties is maximaal 17 GW minder kolenvermogen opgesteld dan in het basisscenario, waarvan 2,3 GW in Nederland. Deze observatie moet met de nodige voorzichtigheid worden gelezen. Ten eerste is de elektriciteitsmarkt als een perfecte markt gemodelleerd wat veelal leidt tot onderschatting van de marktprijzen. Bovendien richten de uitgevoerde simulaties zich niet op het doorrekenen van individuele businesscases en zijn derhalve niet geschikt om conclusies over die businesscases te trekken. Niettemin lijkt het logisch dat het introduceren van veel windvermogen met lage marginale kosten de marktprijzen onder druk zet. Zonder tegenkrachten kan dit, samen met het lagere aantal draaiuren, leiden tot een lagere rentabiliteit van productievermogen. De mogelijke lagere rentabiliteit van (basislast)vermogen noopt tot nadere analyse van de toekomstige markt en de samenstelling van het productiepark waarbij onderzocht zou kunnen worden welke tegenkrachten zouden kunnen leiden tot verbetering van deze rentabiliteit. Nader onderzoek naar de mogelijke gevolgen voor de marktpartijen van de introductie van zeer veel windvermogen en onderzoek naar een optimale samenstelling van het productiepark met veel wind wordt daarom aanbevolen.

Revisie september 2010

-10-

30920572-Consulting 10-0198

1

INTRODUCTIE

Het Ministerie van Economische Zaken heeft aan KEMA gevraagd onderzoek te doen naar de "Integratie van grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in de context van een Noordwest Europese (hierna: NWE) elektriciteitmarkt". KEMA heeft onderzocht wat de mogelijkheden in Nederland zijn om grote hoeveelheden windenergie op te nemen voor het jaar 2020. Dit hoofdstuk bespreekt de onderzoeksvragen, de context waarbinnen deze studie is uitgevoerd en geeft een overzicht van hoofdaannames in de studie. In sectie 1.1 wordt de opdracht voor deze studie omschreven, de context waarin deze studie is uitgevoerd staat in sectie 1.2. Vervolgens zijn in sectie 1.3 de hoofdvragen van de studie besproken.

1.1

Opdrachtomschrijving

Extra windenergie in het Nederlandse en NWE elektriciteitsystemen zullen van invloed zijn op de elektriciteitprijs en de economische levensvatbaarheid van de conventionele productiecentrales. Deze invloeden worden onderzocht met behulp van simulatiemodellen. Hierbij moet rekening gehouden worden met de reservebehoeftes van de elektriciteitsystemen, het "must run" deel van de warmtekrachteenheden en de technische beperkingen van het elektriciteitnet. Marktmodellering in de NWE context maakt het mogelijk om grensoverschrijdende effecten van windenergie mee te nemen. Een concreet voorbeeld hiervan is de mogelijkheid om ruimte te creëren voor windenergie door export van elektriciteit. Door ook de omringende landen nauwkeurig te modelleren kan deze mogelijkheid goed worden onderzocht. Op veel momenten zal de mogelijkheid voor export van windenergie beperkt zijn. Als het in Nederland hard waait, dan is dit in de omringende regio's ook het geval. Effecten van wind integratie zijn daardoor (deels) grensoverschrijdend. Import en export van elektriciteit in Nederland zijn dan ook sterk afhankelijk van wat er in omringende landen gebeurt. Dit onderzoek omvat een kwalitatieve omschrijving van de marktwerking in Nederland en een kwantitatieve analyse, op basis van simulaties, van het Noordwest Europese elektriciteitsysteem. De kwalitatieve analyse van de marktwerking in Nederland wordt besproken in hoofdstuk 2 en bevat een korte omschrijving van de verschillende marktplaatsen in Nederland, de prijsvorming met prijsniveaus en hun variaties, en de factoren die de prijsvorming beïnvloeden. In hoofdstuk 3 wordt de aanpak van de kwantitatieve analyse omschreven evenals de aannames en gegevens die gebruikt worden voor de simulaties. Hoofdstuk 4 bevat een overzicht van de scenario's en hun omschrijving.

Revisie september 2010

-11-

30920572-Consulting 10-0198

De resultaten van de simulaties en de analyse daarvan zijn opgenomen in hoofdstuk 5. Hoofdstuk 6 beschrijft de conclusies van deze studie.

1.2

Context

In een bredere context kan deze studie een bijdrage leveren aan (beleids)discussies rond energie, elektriciteit, duurzaamheid, CO2 en energiebesparing in Nederland, zoals die bijvoorbeeld spelen omtrent het programma Schoon en Zuinig. De integratie van grote hoeveelheden wind in het elektriciteitsysteem speelt hierin op verschillende manier een rol.

1.3

Hoofdvragen

Met deze studie wordt een bijdrage geleverd aan de beantwoording van de vragen die centraal staan in het EZ-project "Brandstofmix". In het bijzonder behandelt deze studie de volgende aspecten: het vermogen om grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse energiesysteem te combineren met het gebruik van WKK de invloed op de elektriciteitkosten de invloed op CO2 emissies en brandstofverbruik de samenhang tussen de elektriciteitproductie van WKK eenheden, windparken en kolengestookte centrales. In deze studie zijn volgende zaken niet onderzocht: de 'optimale brandstofmix' voor de toekomst. De studie analyseert slechts het resultaat van verschillende scenario's, die zijn gekozen met het oog op de verwachte ontwikkeling van de nationale elektriciteitsysteem tot 2020 en de milieudoelstellingen van de Nederlandse overheid zoals hiervoor (sectie 1.2) besproken een modellering van de warmtevraag en de vraag naar warmte en elektriciteit samen en hoe WKK economisch en voor het milieu optimaal kan worden ingezet gedetailleerde kosten, opbrengsten en investeringsanalyse voor nieuwe (kolen) centrales.

Revisie september 2010

-12-

30920572-Consulting 10-0198

2

MARKTWERKING

In dit hoofdstuk zullen de belangrijke aspecten van de huidige groothandelsmarkt voor elektriciteit in Nederland worden aangegeven, zoals de verschillende markten waar elektriciteit wordt verhandeld (ook marktplaatsen genoemd), de productie-eenheden en de merit order, het tot stand komen van de elektriciteitprijs op basis van vraag en aanbod, het reservevermogen en de interconnectiecapaciteit. In de Nederlandse elektriciteitmarkt zijn de volgende marktplaatsen operationeel (in volgorde van verhandeld volume): de bilaterale markt waarop zowel korte (spot en intra-day) als lange termijn contracten worden verhandeld; Endex, voor een maand tot 2-3 jaar vooruit; OTC (over the counter) alle termijnen, voor transacties via een derde partij zoals een broker; APX (Amsterdam Power Exchange) day-ahead en de intra-day markt; TenneT (jaar reserve contracten en real-time transacties voor de systeembalans). Bij de modellering in deze studie wordt uitgegaan van één marktplaats; de totale elektriciteitvraag wordt ingekocht op de day-ahead markt (DAM) waar ook de totale productie wordt aangeboden. Dit is een vereenvoudigde benadering van de markt. In een goed werkende markt zullen de prijzen van de overige marktplaatsen veelal in de buurt liggen van de DAM. De nadruk van de bespreking van marktwerking ligt daarom in deze rapportage op de DAM.

2.1

Prijsvorming in de elektriciteitmarkt

In 2008 is 24,8 TWh6 elektriciteit verhandeld op de day-ahead en intra-day markt in Nederland. Dit is ongeveer 22% van de totale productie van 108 TWh. De rest wordt via de OTC(bilateraal) en ENDEX verhandeld. Prijsvorming vindt op alle markten plaats door vraag en aanbod. De meest relevante elementen voor de prijsvorming in de groothandelsmarkt voor elektriciteit zijn: de omvang en samenstelling van het productiepark de elektriciteitvraag in de tijd

6

Monitor groothandelsmarkten gas en elektriciteit 2009, Energiekamer Nederlandse Mededingingsautoriteit, Den Haag, november 2009.

Revisie september 2010

-13-

30920572-Consulting 10-0198

de brandstofprijzen met name voor olie, kolen en aardgas de prijs voor CO2 emissierechten interconnectiecapaciteit veilingen7 (auctions) en daarmee de prijsvorming in buurlanden en andere landen in Europa reservecapaciteit aantal spelers in de markt en portfoliosamenstelling van deze spelers mate van concurrentie en marktmacht. Elk van de genoemde elementen beïnvloedt de biedingen van de marktspelers in de groothandelsmarkt. Het achterliggende principe van prijsvorming op basis van vraag- en aanbodcurven is in Figuur 1 grafisch op een vereenvoudigde wijze weergegeven. Als iedere productie-eenheid wordt aangeboden volgens zijn marginale kosten ontstaat de zogenaamde aanbod- of supply curve. De aanbodcurve is samengesteld uit hetgeen opwekkers aanbieden en hoeft daarmee niet overeen te komen met de marginale kosten. Dit wordt verder toegelicht in sectie 2.2 waar de productie-eenheden worden besproken. Daarnaast is er de veronderstelling dat van de afnemers van elektriciteit een vraag bekend is die, zoals in deze figuur, afhankelijk is van de prijs.

7

De prijzen voor interconnectie capaciteit worden bepaald door de electriciteitsprijzen, niet andersom.

Revisie september 2010

-14-

30920572-Consulting 10-0198

Prijs
Vraag curve Aanbod curve

Evenwichtsprijs

Evenwichtshoeveelheid
Productiekosten

Marktopbrengsten

Figuur 1

Tot stand komen van de elektriciteitprijs: vraag en aanbod

De evenwichtsprijs en hoeveelheid ontstaan waar vraag- en aanbodcurve elkaar kruisen. Alle biedingen tot aan de evenwichtshoeveelheid worden gehonoreerd. Het gearceerde oppervlak representeert de totale opwekkosten en alle geproduceerde elektriciteit die wordt vergoed volgens de evenwichtsprijs of marktprijs. De totale marktopbrengsten zijn dan gelijk aan de evenwichtshoeveelheid maal de marktprijs (het gele oppervlak). De samenstelling van de vraag- en aanbodcurve wordt bij bijvoorbeeld het handelsplatform APX ieder uur bepaald door vraag en aanbod in Nederland en in omringende landen. De bijdrage van vraag en aanbod uit het buitenland wordt begrensd door de interconnectiecapaciteit. De vraagcurve is voor een groot deel niet of weinig elastisch. De aanbodcurve is sterk afhankelijk van de beschikbaarheid en de inzet van centrales. In een perfecte markt zullen alle productie-eenheden tegen marginale kosten worden aangeboden. De gedachte hierachter is dat een producent bereid is zijn productie te verhogen als hij in ieder geval de kosten van die extra productie vergoed krijgt.

Revisie september 2010

-15-

30920572-Consulting 10-0198

2.2

Elektriciteitproductie-eenheden

De aanbodcurve wordt voor ieder uur bepaald op basis van de samenvoeging van de biedprijs en het bijhorend vermogen. In een perfecte markt zullen de biedprijzen gelijk zijn aan de marginale kosten van eenheden. In Figuur 2 is als voorbeeld de aanbodcurve gegeven van alle beschikbare eenheden in Nederland, met als biedprijs de marginale kosten van de eenheden, waarbij is aangenomen dat de marginale kosten gelijk zijn aan de variabele kosten bij vollast vermogen8. Het productiepark in 2020 is volgens de ENTSO-E brandstofmix opgave9 opgesteld.

175

150

125

100

75

50

25

0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Cummulatief Vermogen

Figuur 2

Aanbod curve van het productiepark in Nederland in 2020 (brandstofmix volgens ENTSO-E SAF 2008)

8

Opgemerkt wordt dat de wiskundige optimalisatie in het PLEXOS model gebaseerd is op marginale in plaats van variabele kosten. Deze marginale kosten variëren met het vermogen van de opwekeenheden. UCTE System Adequacy Forecast 2008

9

Revisie september 2010

-16-

30920572-Consulting 10-0198

De werkelijke aanbodcurve is afhankelijk van de verwachte omstandigheden van de markt, voor het uur dat wordt verhandeld. Marktomstandigheden verschillen van uur tot uur en van dag tot dag. Afhankelijk van de omvang van de marktvraag, de beschikbaarheid van eenheden en de marginale kosten van het inzetten van een centrale, zal de inzet van eenheden verschillen. Bij een hoge vraag is een centrale met hoge kosten de marginale centrale en bij een lage vraag is een centrale met relatief lage kosten de marginale centrale. Welke eenheid op enig uur de marginale centrale is, zal door de dag heen variëren. In de getoonde aanbodcurve is aangenomen dat de marginale kosten gelijk zijn aan de variabele kosten bij vollast vermogen. In werkelijkheid zijn de marginale kosten afhankelijk van de toestand van de productie-eenheid. Om dit te begrijpen is meer inzicht nodig in het begrip marginale kosten. In de volgende sectie wordt daarom het begrip marginale kosten toegelicht en in verhouding gezet met variabele en integrale kosten. 2.2.1 Marginale kosten versus variabele kosten en integrale kosten

De marginale kosten zijn de kosten voor het leveren van een extra eenheid elektriciteit bijvoorbeeld één extra MWh. De marginale kosten hebben geen lineaire of vaste verhouding met de variabele kosten. Dit valt te concluderen uit de definitie van marginale kosten. De marginale kosten (MK) voor het leveren van één extra MWh door een centrale die A MW produceert zijn gelijk aan: MK = VK(A+1) * A+1 VK(A)*(A), met: VK(A) = Variabele kosten per MWh bij A MW VK(A+1) = Variabele kosten per MWh bij A+1 MW A = aantal MW die de centrale produceert Een gasgestookte elektriciteitcentrale bijvoorbeeld van het type CCGT kan bijvoorbeeld 400 MW opwekken tegen de variabele kosten van 81,00 /MWh, én indien de CCGT eenheid 1 MW extra wil produceren, namelijk 401 MW, dan zijn de variabele kosten 80,98 /MWh. Volgens de formule van marginale kosten betekent dit dat de marginale kosten gelijk zijn aan: MK = 80,98 /MWh * 401 MW - 81,00 /MWh * 400 MW = 72,98 /MWh. Omdat bij een elektriciteitcentrale de variabele kosten regelmatig variëren wegens variaties in productievermogen, zijn de marginale kosten vaak niet gelijk aan de variabele kosten;

Revisie september 2010

-17-

30920572-Consulting 10-0198

de marginale kosten kunnen lager of hoger zijn dan de variabele kosten. In Figuur 3 zijn de variabele versus de marginale kosten van een kolencentrale weergegeven voor het produceren van een extra MWh gedurende een zomerweek in 2020.

52 51 50 49 48 47 46 45 44 43 42
1 51 101 uren, in t otaal één week

Variabele kos ten Marginale kosten

151

Figuur 3

Variabele kosten versus marginale kosten

De variabele productiekosten worden bepaald door de brandstofkosten, bedrijf- en onderhoudskosten en mogelijk door de prijs van CO2-emissierechten. De hoogte van de brandstofkosten wordt weer bepaald door het productievermogen, de brandstofprijzen en het rendement. Onder andere doordat rendementen niet constant zijn, treedt verschil op tussen marginale kosten en variabele kosten. De integrale kosten die een centrale heeft, zijn de variabele kosten plus de vaste kosten. De vaste kosten zijn de kapitaalskosten (rente, afschrijvingen) en vaste onderhoud- en operationele kosten. In een markt met een gunstige brandstofmix zullen deze vergoed worden uit de marktprijs met name in de uren met een hogere marktprijs. Indien de marktprijs te laag blijft om de integrale kosten te vergoeden, is de kans klein dat er nieuwe eenheden van desbetreffende type en brandstof gebouwd worden. Dit is bijvoorbeeld het geval in een markt waar overcapaciteit is. In een dergelijke situatie is dit een juist signaal van de markt, er is immers geen extra vermogen nodig.

Revisie september 2010

-18-

30920572-Consulting 10-0198

Bij toename van duurzaam vermogen met hoge investeringskosten en lage variabele kosten zullen de marktprijzen ook onder druk komen te staan. Dan kan de situatie ontstaan waarin, ook in een markt met een goede vermogensbalans in de situatie zonder veel duurzame energie, de vaste kosten niet meer worden terugverdiend.

2.2.2

Negatieve marktprijzen

In een markt met veel duurzaam vermogen kunnen zelfs negatieve prijzen ontstaan, bijvoorbeeld wanneer veel (gesubsidieerd) windvermogen wordt geleverd. Dit effect treedt ook op wanneer inflexibele eenheden niet afgeschakeld kunnen worden voor korte periodes in de tijd, of alleen tegen hoge kosten. Hieronder volgen twee voorbeelden ter illustratie. Bij veel wind en lage belasting zal veel conventioneel vermogen worden teruggeregeld om ruimte te geven aan de elektriciteit die met wind wordt opgewekt. De kosten om één MWh extra te produceren met wind (zogenaamde marginale kosten) zijn laag, maar daarnaast is het door subsidie op duurzame elektriciteit mogelijk dat de kosten negatief zijn. Eén extra MWh in die situatie levert, zelfs bij een marktprijs van nul, subsidie op, waardoor de marginale kosten in dat geval negatief zijn.

In het bovenstaande voorbeeld is ervan uitgegaan dat alle centrales tot hun minimum belasting zijn teruggeregeld, dat wil zeggen technisch gezien niet nog minder vermogen kunnen leveren, en er nog meer wind moet worden opgenomen dan moet er of wind worden teruggeregeld, of een centrale worden uitgezet afhankelijk van wat de goedkoopste oplossing is. Als ervoor gekozen wordt om de centrale stil te zetten dan moet deze weer worden aangezet als bijvoorbeeld de belasting weer stijgt (bijvoorbeeld na het nachtdal). In de kostenvergelijking tussen terugregelen van wind enerzijds en stilzetten van de centrale anderzijds, moeten deze start-stop kosten worden meegenomen. Stel dat de start-stop kosten 2000 zijn, dat de minimum belasting van de centrale 200 MW is en dat de centrale 5 uur moet stilstaan alvorens hij weer kan gaan leveren, dan is de productie in de 5 uur op minimumlast 5h x 200 MW = 1000 MWh. De eigenaar van de centrale zal de eenheid niet uitzetten zelfs al moet hij /1000 = 2 /MWh betalen. Tevens zal de eigenaar van de centrale bereid zijn om stroom aan te bieden tegen een negatieve prijs van 2 /MWh. 2000 10

10

De start-stop kosten van 2000 gedeeld door 1000 MWh.

Revisie september 2010

-19-

30920572-Consulting 10-0198

2.3

Reservevermogen

Reservecapaciteit is de capaciteit waarmee productie (of consumptie) kan worden bijgesteld, naar boven of naar beneden, binnen gespecificeerde tijdsblokken. Reservecapaciteit wordt vooral ingekocht door producenten, maar kan ook in sommige gevallen door consumenten worden ingekocht. TenneT koopt secundaire en tertiaire reserve in en voert de bedrijfsvoering voor de primaire reserve. TenneT koopt de secundaire en tertiaire reserve in twee stappen: de capaciteit op jaarbasis en de energie op dagelijkse basis. In de regel- en reservemarkt ontstaat een evenwichtprijs voor secundaire en tertiaire reserve op basis van vraag en aanbod. Het bod van de energie is geldig voor een interval van 15 minuten en bestaat uit op- of af te regelen hoeveelheid (MWh) en prijs (/MWh). De prijs op de onbalans markt kan beïnvloed worden door het onverwacht niet beschikbaar zijn van bepaalde productie-eenheden, onverwachte belastingveranderingen, veranderende hoeveelheid windenergie of onverwachte fouten11 in het systeem (in Nederland of in de buurlanden). Doordat er in 2020 veel meer windenergie in de brandstofmix zit dan nu het geval is, zal de behoefte aan reservevermogen groter zijn, omdat het aanbod van wind sterk kan fluctueren . De primaire en secundaire reserve moet voor een deel beschikbaar gehouden worden door draaiende eenheden. Dit is nodig om frequentie schommelingen in het Europese net te stabiliseren (primaire reserve), en om het elektriciteitsysteem in evenwicht te houden, onder andere om de frequentie terug op 50 Hz te brengen (secundaire reserve). Draaiende reserve is nodig voor de directe respons van de centrale voor het leveren van zowel de primaire als de secundaire reserve. Bij langere tijdschalen (tertiaire reserves) is er tijd om eenheden aan of af te schakelen. Daarnaast vereist het afregelen van reservevermogen dat productie kan worden verminderd. Dit houdt in dat er voldoende eenheden moeten draaien om voldoende reserve te garanderen. Bij toenemende wind zullen de centrales maximaal worden teruggeregeld om ruimte te geven aan de windproductie, die op dat vrijwel altijd goedkoper is dan de productie van kolen- of gasgestookte centrales. Op bepaalde momenten kan de hoeveelheid wind zo groot zijn en daardoor de marktprijzen zo laag, dat eenheden minder willen gaan produceren dan hun minimum capaciteit.

11

Uitvallen van verbindingen, schakel stations etc.

Revisie september 2010

-20-

30920572-Consulting 10-0198

De minimum capaciteit is in deze context de capaciteit waarop centrales nog stabiel kunnen draaien. Op zulke momenten kan alleen nog voor voldoende reserve gezorgd worden door de eenheden niet verder terug te regelen, maar in plaats daarvan het vermogen uit windturbines te verlagen (zogenaamde wind curtailment). In sectie 5.5 wordt bezien hoe vaak dit in 2020 zal gebeuren.

2.4

Interconnectie (transmissie) capaciteit

Beperkingen van de interconnectiecapaciteit hebben een direct effect op het aanbod en de vraag van elektriciteit. In de huidige marktsituatie wordt voornamelijk het aanbod beperkt omdat de elektriciteitprijzen in de buurlanden vaak lager zijn dan in Nederland. Dit kan in de toekomst veranderen als de brandstofmix in Nederland relatief meer kolenvermogen bevat. De interconnectiecapaciteit wordt expliciet12 of impliciet13 geveild en kent drie handelsmomenten: één jaar, één maand en één dag. De verwachting is dat tot 2020 de korte termijn interconnectiecapaciteit via impliciete veiling zal plaatsvinden (via de Power Exchange14). De jaarlijkse en maandelijkse interconnectiecapaciteit worden gekocht door markpartijen die een positie willen innemen ten behoeve van het optimaliseren van hun fysieke portefeuille, of voor handelsposities, afhankelijk van de strategie en de portefeuille van elke deelnemer. De capaciteit wordt zo volledig mogelijk toegewezen, maar dit betekent niet dat iedereen de capaciteit krijgt waar om gevraagd wordt. Voor het bevorderen van de Europese elektriciteitmarkt zijn de laatste jaren afspraken gemaakt tussen landen (Nederland, België, Frankrijk en Duitsland) over het impliciet tenderen van de interconnectiecapaciteit15. Hierdoor is marktkoppeling tussen die landen mogelijk gemaakt. Vooral als er geen interconnectie beperkingen16 zijn, zal de prijs in alle landen17 gelijk zijn en is er sprake van marktkoppeling. Indien er sprake is van beperkte capaciteit dan zullen de marktprijzen tussen landen verschillend zijn en is er geen marktkoppeling.

12 13 14

woensdag 24 november 2010