ECN Beleidsstudies ECN-O--08-006 20 maart 2008
De toekomstige elektriciteitsinfrastructuur van Nederland Martin Scheepers
Samenvatting De Nederlandse elektriciteitssector wordt de komende jaren geconfronteerd met een sterke groei van het grootschalige productievermogen. Gelijktijdig neemt ook het vermogen van duurzame en decentrale elektriciteitsproductie toe. Dit heeft gevolgen voor de netinfrastructuur. Naast een noodzakelijke capaciteitsuitbreiding zijn de elektriciteitsnetten toe aan vervanging. Omdat de elektriciteitsnetten zo’n 50 jaar meegaan roept dit de vraag op hoe bij de ontwikkeling van de netinfrastructuur rekening kan worden gehouden met de toekomstige veranderingen in de elektriciteitsvoorziening. Dit essay probeert antwoord te geven op die vraag. Hiervoor is een schets gemaakt van de mogelijk toekomstige Nederlandse elektriciteitsvoorziening tot 2050 aan de hand van enkele lange termijn toekomstscenario’s. Hieruit blijkt dat door groei van de elektriciteitsvraag het totale productievermogen zal toenemen. Het is waarschijnlijk dat de hoeveelheid opgesteld decentraal vermogen nog zal groeien, waarbij een verdubbeling of verdrievoudiging van het huidige decentrale vermogen mogelijk is. Nu is één derde van het productievermogen decentraal opgesteld. Dit relatieve aandeel kan in de toekomst iets dalen, maar ook toenemen tot 60%. De hoeveelheid opgesteld grootschalig vermogen zal waarschijnlijk tenminste gelijk blijven en mogelijk verdubbelen. De capaciteit van de netinfrastructuur zal moeten worden vergroot vanwege de groei van de elektriciteitsvraag en toename van het productievermogen. De capaciteitvergroting is nodig voor zowel het transport- als het distributienet. De capaciteitsvergroting bij het transportnet wordt ook beïnvloedt door een grotere afstand tussen grootschalig productievermogen en de gebieden waarin de vraag is geconcentreerd, door toename van intermitterende productie (met name windenergie) en door toename van invoeding van decentraal geproduceerde elektriciteit vanuit de distributienetten. Bij de distributienetten is extra capaciteitsverzwaring nodig om bij groei van de decentrale elektriciteitsproductie de kwaliteit van de netspanning en leveringszekerheid te kunnen handhaven. Bij elektriciteitsdistributienetten met een aanzienlijke hoeveelheid decentrale productie zal het waarschijnlijk nodig zijn om op zeker moment het netontwerp en –beheer volledig aan te passen. Daarbij gaat de netwerkbeheerder over op het sturen van de stromen door het netwerk via schakelen en regelen van distributiecomponenten (bijv. circuits, transformatoren, condensatorbanken, etc.) en door op bepaalde momenten de aangesloten decentrale productie of zelfs belasting te beïnvloeden. Toepassing van dit actieve netwerkbeheer biedt mogelijkheden om op investering in extra netcapaciteit te besparen. Decentrale productie en bepaalde typen elektriciteitsverbruikende apparaten die zijn aangesloten op de distributienetten kunnen ook worden ingezet bij de snelle respons die fluctuaties van vraag- en aanbod in de elektriciteitsmarkt nodig maakt.
De transitie naar ‘slimme’ distributienetten lijkt gehinderd te worden door onzekerheid over de richting waarin de elektriciteitsmarkt zich ontwikkelt, onduidelijkheid over mogelijke problemen die dit kan opleveren voor de distributienetwerken, gebrek aan kennis en ervaring met betrekking tot innovatieve oplossingen in combinatie met het ontbreken van een breed gedragen visie op de ontwikkeling van toekomstige elektriciteitsdistributienetten. De overheid kan de ontwikkeling van de netwerkinfrastructuur onder meer beïnvloeden door initiatief te nemen tot het opstellen van een gezamenlijke visie door de netbeheerders op de lange termijn ontwikkeling van de distributienetwerken. Op basis van deze visie kan vervolgens een roadmap worden gemaakt voor de ontwikkeling van de toekomstige distributienetten. Voordat distributienetten ‘slim’ kunnen worden gemaakt zullen praktijkexperimenten op een relevante schaal moeten worden uitgevoerd. De overheid kan, in samenwerking met NMa/DTe, zorgen voor de optimale condities voor het uitvoeren van deze praktijkexperimenten. Ook zal mogelijk aanpassing nodig zijn van de netwerkregulering, waaronder de tariefstructuur.
Inleiding Sinds het midden van de jaren tachtig van de vorige eeuw is de Nederlandse elektriciteitsvraag met bijna 80% toegenomen terwijl de elektriciteitsproductiecapaciteit in Nederland slechts op bescheiden schaal is gegroeid. In dezelfde periode zijn wel de stroomimporten uit het buitenland aanzienlijk uitgebreid. In 2006 stond in Nederland in totaal 23 gigawatt 1 (GW) productievermogen opgesteld (waarvan 8,2 GW decentraal) tegen 17 GW in 1985. De groei van de productiecapaciteit was dus gemiddeld 0,3 GW per jaar. Hier lijkt nu sterk verandering in te komen. Medio 2007 waren er plannen voor grootschalige elektriciteitsproductie met een omvang van ruim 10 GW die mogelijk grotendeels al in 2013 gerealiseerd kunnen zijn. Naast de groei van het grootschalige productievermogen vindt ook uitbreiding van decentrale elektriciteitsproductie plaats. Zo is de capaciteit van warmtekrachtkoppeling (WKK) bij tuinders in 2006 met ruim 600 MW gegroeid. Dit is een groei van 33% ten opzichte van het jaar daarvoor. Deze groei heeft zich in 2007 voortgezet. De hoeveelheid windenergie groeit met enkele honderden megawatten per jaar. Met de nieuwe stimuleringsregeling SDE mikt het Ministerie van Economische Zaken in 2008 op een groei van 500 MW. De snelle toename van het productievermogen heeft gevolgen voor de elektriciteitsnetwerken. TenneT, de beheerder van het Nederlandse elektriciteitstransportnet, kan op dit moment niet alle aanvragen voor aansluiting van nieuw grootschalig productievermogen honoreren. Ook de groei van WKK en windproductievermogen ondervindt op de korte termijn beperkingen doordat op de elektriciteitsnetten onvoldoende transportcapaciteit beschikbaar is. Om deze knelpunten op te lossen wordt door TenneT en de tien elektriciteitsdistributiebedrijven gewerkt aan capaciteitsuitbreiding van transport- en distributienetten. De netwerkinfrastructuur heeft een veel langere levensduur dan elektriciteitsproductieinstallaties. Worden windturbines en WKK-installaties na ca. 15 jaar vervangen en grootschalige elektriciteitscentrales na 25 tot 40 jaar (m.u.v. waterkracht en kerncentrales die een langere technische levensduur hebben), elektriciteitsnetwerken blijven meer dan 50 jaar in gebruik. Een groot deel van het huidige elektriciteitsnet is in de jaren ’60 en ’70 van de vorige eeuw aangelegd. Naast de noodzakelijke capaciteitsuitbreiding zijn de netten in de komende decennia dus ook toe aan vervanging. Het zou onverstandig zijn om dan alleen rekening te houden met de korte termijn knelpunten. De nieuwe netinfrastructuur gaat immers opnieuw 50 jaar mee en dient te voorzien in de lange termijn behoeften.
1
Eén gigawatt (GW) is gelijk aan één miljoen kilowatt (kW).
-2-
Hoe ziet de elektriciteitsvoorziening er over 25 en 50 jaar uit? Wat betekent dit toekomstbeeld voor de netinfrastructuur? Kan de netinfrastructuur geleidelijke worden aangepast aan toekomstige veranderingen of moet nu al rekening worden gehouden met de behoeften over 25 à 50 jaar? Er lijken thans verschillende visies te bestaan op de ontwikkeling van de toekomstige netinfrastructuur. Het Europese technologieplatform SmartGrids presenteerde een visie waarin lokaal en duurzaam opgewekte elektriciteit een grotere rol zal spelen en afnemers door eigen opwekking en aanpassing van de vraag actiever bij de optimale bedrijfsvoering van het elektriciteitsysteem betrokken zijn. Jeremy Rifkin, die ondermeer adviseur was van de Europese Commissie en auteur van ‘The Hydrogen Economy’, spreekt zelfs over een technologische revolutie waarbij elektriciteit voornamelijk decentraal wordt opgewekt. Door anderen wordt gepleit voor een internationaal ‘Super Grid’ om grootschalig transport van duurzaam opgewekte elektriciteit in Europa mogelijk te maken. In haar Visie2030 voorziet TenneT een mogelijke omvangrijke uitbreiding en capaciteitsvergroting van het Nederlandse hoogspanningsnetwerk. In dit essay zal worden nagegaan welke visie op de ontwikkeling van de netinfrastructuur het meest robuust is voor de veranderingen die de Nederlandse elektriciteitsvoorziening te wachten staat. De hoofdvraag is daarbij: dient bij de toekomstige ontwikkeling van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk voornamelijk rekening te worden gehouden met ontwikkeling van het hoogspanningsnetwerk, het distributienetwerk of met beiden. Hiervoor zal eerst worden ingaan op de kenmerken en centrale en decentrale elektriciteitsproductie. Aan de hand van enkele lange termijn toekomstscenario’s wordt vervolgens een schets gegeven van de mogelijke toekomstige Nederlandse elektriciteitsvoorziening. Daarna komen de consequenties voor de netinfrastructuur aan bod en de mogelijke technologische en institutionele veranderingen die hiervoor nodig zijn. Er zijn mogelijk risico’s voor ongewenste ontwikkelingen: technologische lock-in, stranded costs, markt- of reguleringsfalen of conflicten met overheidsdoelen voor een schone, betrouwbare en betaalbare energievoorziening. Daarom wordt aan het einde van dit essay de rol van de overheid besproken. De overheid kan door beleid en regulering invloed uitoefenen op de ontwikkeling van elektriciteitsinfrastructuur. Wat moet zij doen (of laten) om de gewenste ontwikkeling mogelijk te maken?
Wat is centrale en wat is decentrale elektriciteitsproductie? Historische ontwikkeling elektriciteitsvoorziening
De elektriciteitsvoorziening die aan het einde van de 19e eeuw ontstond zouden wij nu als volledig decentraal bestempelen. De elektriciteit werd toen op kleine schaal en dicht bij de afnemers opgewekt. Er bestonden alleen lokale transportnetten die werkten met een relatief laag spanningsniveau. In de loop van de twintigste eeuw heeft de elektriciteitsvoorziening zich getransformeerd naar een systeem waarbij elektriciteit voornamelijk in grote centrales wordt opgewekt op grotere afstand van de afnemers. Daar waren twee redenen voor. Allereerst bleek dat elektriciteit goedkoper kon worden geproduceerd naarmate een centrale op een grotere schaal produceerde. Ten tweede ontstond door technologische ontwikkeling (wisselspanning, transformatoren en hoogspanningnetten2) de mogelijkheid elektriciteit over grotere afstand te transporteren. In het buitenland heeft dit ertoe geleid dat centrales in de buurt van de brandstof (kolenmijnen) of energiebron (waterkracht) werden gesitueerd. In Nederland zijn de grootschalige centrales vooral gebouwd langs de rivieren en kanalen in verband met aanvoer van brandstoffen (kolen) en beschikbaarheid van koelwater. De elektriciteitsnetten werden hierdoor groter en op den duur onderling gekoppeld. Hierdoor konden productiereserves, die nodig waren om het uitvallen van een centrale te kunnen opvangen, door regionale elektriciteitsbedrijven worden gedeeld. In vergelijking met het buitenland beschikt Nederland nu over een vrij uniek ringvormig koppelnet. 2
Het huidige elektriciteitsnet bestaat uit een transportnet op hoogspanningsniveau (110, 150, 220 en 380 kilovolt) en distributienetten op middenspanningsniveau (10, 20 en 25 kilovolt) en laagspanningsniveau (230 volt).
-3-
Ook zijn bij de Nederlandse elektriciteitsnetten relatief veel ondergrondse kabels toegepast. Om redenen van kostenefficiëntie bij leveringszekerheid zijn koppelingen tot stand gebracht tussen het Nederlandse koppelnet en buitenlandse elektriciteitsnetten. Sinds de jaren negentig van de vorige eeuw worden deze internationale verbindingen ook gebruikt voor structureel transport van stroom tussen landen (d.w.z. import en export) waarbij de richting van de structurele transporten wordt bepaald door comparatieve voordelen in elektriciteitsopwekking.
Ontstaan decentrale elektriciteitsopwekking Door introductie van gasturbines ontstond een ander type centrale (STEG: stoom en gas centrale) waarmee op kleinere schaal kosteneffectief elektriciteit kan worden opgewekt. Vanaf de jaren tachtig van de vorige eeuw zijn deze installaties in Nederland door industriële afnemers toegepast in de vorm van warmtekrachtkoppeling (WKK). Deze WKK-installaties voorzien in de industriële warmtebehoefte en in (een gedeelte) van de industriële elektriciteitsvraag. Een surplus aan opgewekte stroom wordt teruggeleverd aan het net. Deze installaties hebben een vermogen van enkele tientallen tot ca. honderd MW. Op vergelijkbare wijze zijn ook gasmotoren toegepast, bijvoorbeeld bij tuinbouwbedrijven. Deze installaties hebben een vermogen van enkele honderden kW’s tot enkele MW’s. Omdat Nederland over een uitstekende gasvoorziening beschikt is toepassing van WKK overal mogelijk mits er sprake is van warmtevraag van voldoende omvang en voldoende uren per jaar. Ook de reorganisatie van de elektriciteitssector in de jaren tachtig van de vorige eeuw (scheiding tussen productie en distributie) en het energiebesparingsbeleid van de overheid (o.m. subsidie voor WKK) hebben bijgedragen aan de sterke groei van WKK. Sinds de jaren tachtig van de vorige eeuw wordt ook met windturbines elektriciteit geproduceerd. Hierbij wordt elektriciteit geleverd aan het middenspanningsnet van de distributienetwerken, vooral in de landelijke gebieden. Naast de groei van het aantal turbines, neemt de omvang van de turbines op land toe. Windparken op zee hebben een omvang van meer dan 100 MW en worden aangesloten op het hoogspanningsnet. Andere vormen van decentrale elektriciteitsopwekking die in Nederland voorkomen (doch minder omvangrijk) zijn: biomassa/biogasinstallaties (enige tientallen MW), kleinschalige waterkracht (ca. 30 MW), fotovoltaische zonne-energie (ca. 50 MWpiek) en micro-WKK (enkele tientallen installaties van ca. 1 kW in proefprojecten). Ook afvalverbrandingsinstallaties kunnen, gezien hun vermogen van enkele tientallen MW’s, tot decentrale productie worden gerekend. Tabel 1 geeft een overzicht.
Definitie en kenmerken van decentrale elektriciteitsproductie De Europese elektriciteitsrichtlijn definieert decentrale elektriciteitsproductie (distributed generation) als elektriciteitsopwekking dat is aangesloten op de elektriciteitsdistributienetten3. De opdeling tussen transportnetten en distributienetten is in de lidstaten enigszins verschillend. Per 1 januari 2008 zijn in Nederland een deel van de hoogspanningsnetten die door distributiebedrijven werden beheerd overgedragen aan TenneT. Hierdoor beheert TenneT nu alle hoogspanningsnetten van 110 kV tot 380 kV. De Directie Toezicht Energie (DTe) van de NMa heeft het standpunt ingenomen dat onder decentrale opwekking (DCO) moet worden verstaan: de elektriciteitsproductie die is aangesloten op de distributienetten met een spanningsniveau lager dan 110 kV 4. Het vermogen van decentrale opwekking ligt daardoor onder de 100 MW, hoewel het in de praktijk kan voorkomen dat decentrale opwekking met een kleiner vermogen toch is aangesloten op het 110 kV net.
3
Richtlijn 2003/54/EC Standpuntendocument Decentrale Opwekking, Gevolgen van decentrale opwekking voor de regulering van elektriciteitsnetwerken, DTe, mei 2004 4
-4-
Tabel 1: Indeling grootschalige en decentrale elektriciteitsproductie Warmtekrachtkoppeling (WKK) Duurzame energie Grootschalige elektriciteitproductie
Decentrale elektriciteitsproductiea
a b c
Grootschalige warmtedistributie Grote industriële WKK
Kleinschalige warmtedistributie Middelgrote industriële WKK WKK in de tuinbouw WKK in utiliteitsgebouwen Micro-WKK bij huishoudens
Mee- en bijstook van biomassa in kolencentrales Windenergie op zee Grootschalige waterkracht b Geothermische energie b Kleinschalige waterkracht Windenergie op land Biomassaverbranding/vergassing Biogasinstallaties Afvalverbrandingsinstallaties (AVI)c Fotovoltaïsche zonne-energie (PV) Golf- en getijde energie b
Installaties met een elektrisch vermogen tot 100 MW. Deze installaties komen in Nederland (nog) niet voor. 50% van het afval wordt als biomassa aangemerkt.
De installatiegrootte en het spanningsniveau waarop de installatie op het elektriciteitsnet is aangesloten zijn dus onderscheidende kenmerken voor decentrale elektriciteitsproductie. Daarnaast zijn er nog twee andere karakteristieken: de geografische locatie en factoren waar de productie van afhankelijk is. Industriële warmtekrachtinstallaties bevinden zich in de directe nabijheid van de elektriciteitsvraag in stedelijke gebieden, terwijl tuinbouw-WKK zich in meer landelijke gebieden bevindt, op enige afstand van de plaatsen waar de elektriciteitsvraag is geconcentreerd (load centres). Decentrale windenergie wordt vooral opgewekt in windrijke landelijke gebieden, zoals langs de kust en het IJsselmeer. Warmtekrachtinstallaties produceren elektriciteit bij voorkeur op momenten dat er ook vraag is naar warmte (d.w.z. warmtevraagvolgend). Het aantal installaties waarbij de gelijktijdigheid van warmte- en elektriciteitsproductie is losgekoppeld (bijv. met een warmtebuffer) neemt echter toe. Elektriciteitsproductie uit windenergie, zonne-energie (PV) en kleinschalige waterkracht is volledig afhankelijk van de beschikbaarheid van de energiebron. Vanwege de sterke variatie van de energiebron wordt dit ook wel intermitterende productie genoemd.
Afstemming van vraag en aanbod Elektriciteit dat door afnemers wordt verbruikt moet op dat zelfde moment worden opgewekt. De enige vorm van energieopslag die in elektriciteitssystemen op enige schaal wordt toegepast is pompaccumulatie (pump storage) bij waterkracht. Het Nederlandse elektriciteitsysteem beschikt echter niet over dergelijke energieopslag. De elektriciteitsvraag varieert met een sterk tijdsafhankelijk patroon: ’s nachts is de vraag het laagst, overdag het hoogst (met in de ochtend en namiddag een piek) en een lager niveau in de avond. Tot de introductie van warmtekracht en duurzame energie, was de elektriciteitsproductie volledig vraagvolgend. Vanaf de jaren tachtig van de vorige eeuw moest de grootschalige productie ook rekening gaan houden met elektriciteit uit warmtekrachtinstallaties en intermitterende duurzame bronnen. Aanvankelijk werd deze decentrale productie beschouwd als negatieve vraag. Met verdere toename van de intermitterende productie (vooral windenergie) zal behoefte ontstaan aan meer flexibele of piekproductiecapaciteit terwijl er voor eenheden met een constante productie (basislast) minder ruimte zal zijn. Werd de elektriciteitsvraag in de nacht voorheen enkel door basislasteenheden gedekt,
-5-
windenergie die gedurende de nacht kan variëren, maakt ook inzet van flexibele productieeenheden in de nacht noodzakelijk. Kolencentrales zijn tot op zekere hoogte regelbaar, maar minder flexibel dan gasgestookte centrales. Naast deze technische eigenschap is het ook uit economisch oogpunt aantrekkelijker om vooral centrales flexibel in te zetten die relatief lage investeringskosten hebben. De investeringskosten zijn het laagst voor piekcentrales die zijn voorzien met enkel een gasturbine, maar het omzettingsrendement is ook gering, waardoor de brandstofkosten relatief hoog zijn. De investeringskosten van kolencentrales zijn per kW ongeveer tweemaal hoger dan die van gascentrales. Die van een kerncentrale ongeveer vier maal hoger. Warmtekrachtinstallaties die de mogelijkheid hebben om elektriciteitsproductie los te koppelen van de warmtelevering (door middel van een warmtebuffer of hulpketel of, zoals bij STEG’s, door aanpassing van de warmte/krachtverhouding) vormen een alternatief voor grootschalige flexibele productiecapaciteit. Een deel van deze flexibele WKK wordt tegenwoordig vooral in de piekuren ingezet omdat op de elektriciteitsmarkt de piekprijzen ten opzichte van de dalprijzen zijn toegenomen. Andere alternatieven voor het grootschalige flexibele vermogen zijn vraagresponse (demand response of demand side management) en energieopslag. Bij vraagresponse wordt de elektriciteitsvraag kortstondig verminderd indien sprake is van een hoge elektriciteitsprijs als gevolg van een beperkt productieaanbod (bijv. weinig windvermogen). Energieopslag kan zowel grootschalig worden toegepast in de vorm van de eerder genoemde pompaccumulatie, maar ook decentraal, bijvoorbeeld met behulp van accusystemen.
Toekomstige elektriciteitsvraag- en aanbod Voordat ingegaan kan worden op de mogelijke ontwikkeling van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk, moet eerst gekeken worden naar de ontwikkeling van de elektriciteitsvraag en het elektriciteitsaanbod. Hiervoor kan gebruik worden gemaakt van verkenningen naar de mogelijke ontwikkeling van de toekomstige Nederlandse elektriciteitsvoorziening. Deze ontwikkeling is afhankelijk van maatschappelijke trends (bijv. demografische veranderingen, economische groei, etc.), technologische veranderingen en het energiebeleid. In tabel 2 staan gegevens van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening in 2006, van een projectie voor 2020 die is gebruikt bij het opstellen van het huidige kabinetsbeleid (Schoon & Zuinig) en van projecties van een drietal scenariostudies met zichtjaren tot 2030, 2040 en 2050. De scenariostudies van TenneT 5 en Jos Meeuwsen6 zijn ontwikkeld om de consequenties voor het elektriciteitsnet te onderzoeken. TenneT hanteert daarbij een viertal trendscenario’s, terwijl de scenario’s van Meeuwsen doelscenario’s zijn (d.w.z. hoe ziet de elektriciteitsvoorziening eruit met een uitsluitend grootschalige productie, een overwegend decentrale productie en een situatie die daar tussenin ligt). De scenariostudie van ECN en MNP7 omvat een vijftal scenario’s en is een integrale toekomstverkenning van de gehele energievoorziening waarvan de elektriciteitsvoorziening een onderdeel vormt. Met uitzondering van de projecties voor 2020 en 2040, bestaat er geen verband tussen de achtereenvolgende toekomstprojecties, omdat de uitgangspunten en veronderstellingen van de studies van elkaar verschillen.
Elektriciteitsvraag Vrijwel in alle projecties bestaat de verwachting dat de vraag naar elektrische energie verder zal toenemen. Over de omvang van de groei op lange termijn (2030-2050) bestaat grote onzeker5 6 7
Visie2030, TenneT, februari 2008 J.J. Meeuwsen, Electricity networks of the future, juli 2007 WLO (2006): Bijlage Energie (MNP/CPB/RPB/ECN) in: Welvaart en Leefomgeving - een scenariostudie voor Nederland in 2040, Achtergronddocument. CBP/MNP/RPB, Den Haag, ISBN 90-6960-150-8.
-6-
heid. De groei spreidt zich in de verschillende verkenningen tussen 0% per jaar (geen groei) en 3% per jaar (forse groei). De vraag naar elektriciteit neemt toe bij toename van de welvaart. Hoewel door technologische verbeteringen apparaten energiezuiniger kunnen worden, neemt de elektriciteitsvraag toe door (groei van) nieuwe toepassingen en nieuwe apparaten (bijv. computers, airconditioning, plasmaschermen). Als gevolg van technologische ontwikkeling en energiebeleid kan sprake zijn van een toenemende elektrificatie. Dit geldt vooral voor de functies ruimteverwarming en transport, die nu nog grotendeels worden ingevuld met aardgas en aardolieproducten. Reductie van CO2-emissies en energievoorzieningszekerheid zullen belangrijke motieven vormen om het gebruik van fossiele brandstoffen in de gebouwde omgeving en transportsector terug te dringen. Biobrandstoffen vormen een mogelijk alternatief voor de transportsector. Alternatieve energiedragers voor gebouwen en voertuigen zijn waterstof en elektriciteit. Als de voorkeur uitgaat naar elektriciteit als energiedrager (bijv. te gebruiken in elektrische warmtepompen en elektrische voertuigen) dan zal de elektriciteitsvraag in de periode 2030-2050 waarschijnlijk meer dan verdubbelen ten opzichte van het huidige niveau. De manier waarop in de transportsector en gebouwde omgeving in de finale energievraag wordt voorzien is afhankelijk van technologiedoorbraken (bijv. batterijtechnologie) en transities (introductie van biobrandstoffen of waterstof). Tabel 2: Huidige en toekomstige elektriciteitsvraag en opgestelde vermogen 2006 2020 2030 2040 Schoon & Zuinig
Visie2030
(ECN & MNP) 116 TWh
Grootschalige productie 14,4 GW Fossiel/ biomassa 0,5 GW Kernenergie 0,1 GW Wind op zee Totaal grootschalig 15,0 GW
Elektriciteitsvraag Groei per jaar Totale vraag**
Decentraal Wind op land Middelgrote WKK Micro WKK PV Biomassa e.a. Totaal decentraal Totale productiecapaciteit
2050
(TenneT)
Welvaart en Leefomgeving (WLO) (ECN & MNP)
Electricity networks of the future (Meeuwsen)
1,5 - 2,1% 142 - 156 TWh
0% - 3% 110 - 230 TWh
0,5% - 1,7% 134 - 213 TWh
1,35% 200 TWh
17,9 -21,5 GW 0,5 GW 2,2 - 6 GW 23,2 - 24,2 GW *
12,9-20,9 GW 0 - 3 GW 1 - 6 GW 15,7 - 25,2 GW *
15,4 - 30,8 GW 0 - 6 GW 0 - 10 GW 19,1 -30,8 GW *
8,2 - 22 GW 5 - 7 GW 6,4 - 15 GW 28,2 - 35,4 GW *
1,5 GW 5,9 GW
2,9 - 4 GW 7,6 – 9,8 GW
0 - 2,5 GW 7,9 - 13,1 GW
0 - 2 GW
0,1 GW 0,4 GW 7,9 GW
0,1 GW 0,8 GW 11,4 - 14,7 GW *
2 - 4 GW 7,3 - 9,3 GW 0 - 5 GW 0 - 4 GW 0 - 4 GW 8,4 - 23,9 GW *
<0,1 GW 1 GW 9,3 - 18,4 GW *
0 - 6 GW 0 - 30 GW 0 - 4 GW 0 - 42 GW*
22,9 GW
35,6 - 37,8 GW
29,6 – 44,6 GW
33,1 - 43,8 GW
35,4 - 70,2 GW
Aandeel centraal 66% 61% - 68% 40% - 72% 58% - 75% 40% - 100% Aandeel decentraal 34% 32% - 39% 27% - 60% 25% - 42% 0% - 60% * spreiding van het totaal in meerdere projecties; ** 1 terawattuur (TWh) is 1 miljard kilowattuur (kWh)
-7-
Elektriciteitsaanbod Tabel 2 toont eveneens de mogelijk toekomstige elektriciteitsproductie in termen van opgesteld vermogen8, waarbij een verdeling is aangebracht tussen grootschalig en decentraal vermogen op basis van de indeling van Tabel 1. In 2006 kon ongeveer tweederde van het productievermogen worden gerekend tot het grootschalige en ongeveer eenderde tot het decentrale vermogen. Bij de verschillende toekomstprojecties blijft de totale capaciteit van de grootschalige productie minimaal op ongeveer het huidige niveau (15 GW), maar kan ook ruim verdubbelen (35 GW). De productiecapaciteit van het decentrale vermogen neemt in alle projecties toe: met 50% of zelfs een ruime vervijfvoudiging. De toename van de productiecapaciteit is toe te schrijven aan de stijging van de elektriciteitsvraag en het type productievermogen. Voor dezelfde energieproductie is bij duurzame elektriciteitsproductie meer vermogen nodig. Dit geldt vooral voor PV dat, omgerekend naar vollasturen, slechts een bedrijfstijd heeft van 800 uur. Dit verklaart de grote totale productiecapaciteit in het decentrale scenario van Meeuwsen: van de 70 GW bestaat 30 GW uit PV. In de meeste projecties is rekening gehouden met een mogelijke netto stroomimport uit of -export naar het buitenland. Naast het feit dat de projecties een verschillende groei laten zien in de elektriciteitsvraag en de productiecapaciteit, bestaan er in de scenario’s verschillende verwachtingen over de typen elektriciteitsproductie. Of sprake is van grootschalige of decentrale productie hangt hiermee samen. Door een sterke toename van elektriciteitsproductie uit fossiele brandstoffen, al dan niet in combinatie met biomassa, wind op zee en eventueel kernenergie, kan het grootschalige vermogen harder groeien dan het decentrale vermogen. Hierdoor daalt het relatieve aandeel van decentraal vermogen in de productiecapaciteit. Wordt de extreme situatie van Meeuwsen (0% decentraal) buiten beschouwing gelaten, dan zal het aandeel decentraal vermogen, volgens de gegeven projecties, kunnen dalen tot ongeveer 25%. In andere scenario’s, waarbij de groei van de elektriciteitsproductie vooral plaatsvindt bij wind op land, middelgrote en kleine WKK, PV en kleinschalige biomassa, zal het aandeel decentraal productievermogen kunnen stijgen tot zo’n 60%.
Locatie grootschalige productie TenneT wijst in haar Visie2030 op de trend bij het grootschalige vermogen naar een voorkeur voor kustlocaties vanwege beschikbaarheid van koelwater en aanvoer van brandstoffen (m.n. kolen en biomassa). Gelijktijdig met deze geografische verschuiving van het productievermogen zorgt ontwikkeling van offshore windenergie op de Noordzee ook voor verschuiving van de elektriciteitsproductie naar het noorden en westen. Daarnaast houdt TenneT in een van de scenario’s rekening met een mogelijke trend waarbij extra productievermogen in Nederland wordt gebouwd ten behoeve van stroomexport naar Duitsland. De mogelijke structurele stroomexport kan worden verklaard uit de aantrekkelijke Nederlandse kustlocaties (o.m. aanvoer van brandstoffen en beschikbaarheid van koelwater) en goede transmissieverbindingen naar Duitsland. Naast de structurele import- en exportstromen zullen kortstondige stroomtransporten toenemen vanwege tijdelijke marktprijsverschillen, bijvoorbeeld als gevolg van productieoverschotten door windenergie. Ook de nieuwe transmissieverbindingen met Noorwegen en Engeland zijn gebaseerd op het principe van kortstondige uitwisselingen (d.w.z. meerdere wisselingen van stromingsrichting per dag).
8
Het vermenigvuldigen van het opgestelde vermogen met het aantal vollastdraaiuren resulteert in de totale Nederlandse elektriciteitsproductie. Het aantal vollastdraaiuren is verschillend per technologie en voor elektriciteitsproductie uit intermitterende bronnen (aanzienlijk) lager dan de andere typen elektriciteitsproductie. De meeste scenario’s gaan uit van een netto uitwisseling met het buitenland, waarbij zowel een netto import als een netto export mogelijk is.
-8-
Type decentrale productie Het decentrale productievermogen bestaat thans voor 85% uit WKK. Deze WKK gebruikt voor het overgrote deel aardgas als brandstof. Op langere termijn wordt decentrale aardgasgestookte WKK minder aantrekkelijk. Hiervoor zijn drie oorzaken: Energiebesparing: bij vergaande energiebesparing zullen andere technologieën (bijv. warmtepompen) worden ingezet, is de warmtevraag te beperkt voor economische exploitatie van WKK of is die niet meer aanwezig (bijv. energieproducerende tuinbouwkas). Hierdoor neemt het energiebesparingpotentieel voor WKK af. CO2-emissiereductie: door een toename van de verduurzaming van de elektriciteitproductie kan de CO2-emissie per kilowattuur zover dalen dat aardgasgestookte WKK niet langer bijdraagt aan de CO2-emissiereductie. Naast toename van hernieuwbare energiebronnen, zorgt ook de introductie van CO2-afvang bij fossiele centrales en eventueel uitbreiding van kernenergie voor een verlaging van de CO2-emissie per kilowattuur. Voorzieningszekerheid: Na 2030 zal aardgas grotendeels moeten worden geïmporteerd vanuit het buitenland. Dit kan een reden zijn om het aandeel van aardgas in de energievoorziening op langere termijn te beperken en de voorkeur te geven aan toepassing in bepaalde sectoren. Om deze redenen zal bij decentrale elektriciteitsproductie een verschuiving kunnen ontstaan van aardgasgestookte WKK naar decentrale duurzame elektriciteitsproductie uit biomassa, windenergie en zonne-energie (PV). Indien micro-WKK wordt toegepast zal ook die technologie op lange termijn mogelijk weer verdwijnen wanneer aardgas na 2030 niet langer decentraal beschikbaar is. Alleen de vervanging van aardgas door bijvoorbeeld waterstof (geproduceerd uit fossiele brandstoffen met CO2-afvang) of synthetisch (’groen’) gas kan continuïteit van WKK in enige omvang garanderen. De groei van decentrale duurzame elektriciteitsproductie ondervindt planologische, economische en andere beperkingen. Om die reden zal de werkelijke hoeveelheid decentrale duurzame elektriciteitsproductie afwijken van wat theoretisch maximaal mogelijk is. De productiecapaciteit van wind op land zal waarschijnlijk maximaal 4 GW bedragen, decentrale biomassa (incl. AVI’s en bio-WKK) eveneens ongeveer 4 GW en voor PV 6 GW of meer (zie tabel 2). De groei van deze technologieën tot deze marktverzadiginggrens zal, op basis van verwachte kostenontwikkeling, vermoedelijk in dezelfde volgorde gebeuren, d.w.z. eerst windenergie, dan biomassa en vervolgens PV.
Afstemming vraag- en aanbod.
De verdeling van de elektriciteitsproductie (GWh9) over enerzijds grootschalige en decentrale productie en anderzijds conventionele en duurzame elektriciteitsproductie zal sterk verschillen van de verdeling van productiecapaciteiten (GW) zoals getoond in tabel 2. Dit komt doordat het aantal vollast bedrijfsuren van vooral de intermitterende elektriciteitsproductie relatief laag is (voor wind op land ca. 1750 uur, wind op zee 2600 tot 3500 uur en PV 800 uur) in vergelijking met die van kolen- of kerncentrales (resp. 5500 tot 8000 uur). Hierdoor is relatief meer duurzame productiecapaciteit nodig in vergelijking met conventionele elektriciteitscentrales. Elektriciteit uit intermitterende duurzame bronnen kan enkel worden geproduceerd bij beschikbaarheid van de energiebron. Om de vraag naar elektriciteit in balans te brengen met het aanbod zijn er in principe vier mogelijkheden: Aanpassing van de productie aan de vraag. Uitwisseling met het buitenland.
9
Eén gigawattuur (GWh) is gelijk aan één miljoen kilowattuur (kWh)
-9-
Aanpassing van de vraag aan de beschikbare productie (bijv. vraagreductie bij een productietekort). Energieopslag waarbij een productieoverschot wordt opgeslagen voor levering bij piekvraag.
In de Nederlandse elektriciteitsvoorziening werd tot voor kort alleen van de eerste twee mogelijkheden gebruik gemaakt. Aanpassing van de productie vindt daarbij voornamelijk plaats met het regelen van het grootschalige vermogen. In een toekomstige elektriciteitsvoorziening zullen ook de twee andere mogelijkheden worden benut en zal ook het decentrale vermogen een belangrijke rol kunnen spelen bij de vraag-aanbodafstemming. Energieopslag kan daarbij zowel grootschalig worden toegepast (bijv. ondergrondse pompaccumulatiecentrale – OPAC, een energie-eiland of compressed air energy storage – CAES) of decentraal (bijv. redox flow batterijen of plug-in hybride vehicles). Zowel bij grootschalige als bij decentrale energieopslag gaat het om vermogens van enige GW en energiehoeveelheden van enkele tientallen GWh. Daarnaast is de snelheid van aanpassing van belang in verband met vaak relatief snelle fluctuaties in vraag- en aanbod. Kleinschalig productievermogen en elektriciteitsvraag bieden, door middel van af- en aanschakelen, een alternatief voor aanpassing van het productievermogen van grootschalige centrales (zgn. ramping). Ook energieopslag kan worden ingezet als effectieve response voor snelle aanpassing van vraag of aanbod. Tenslotte dient een elektriciteitsysteem te beschikken over reservecapaciteit die kan worden ingezet in geval van uitvallen van een deel van het productievermogen of bij onverwacht hoge piekvraag. Deze productiereserves worden thans voornamelijk geleverd door het grootschalige vermogen. Ook zijn er internationale afspraken over het wederzijds leveren van noodvermogen in uitzonderlijke omstandigheden. Naar verwachting zullen in de toekomstige elektriciteitsvoorziening decentraal productievermogen, vraagreductie en eventueel energieopslag ook een bijdrage kunnen leveren aan deze reserves.
Transportcapaciteit elektriciteitsnetten Nu een beeld is geschetst van de mogelijke ontwikkelingen van de elektriciteitsvraag en het productievermogen kan worden nagegaan welke consequenties deze ontwikkelingen kunnen hebben voor de ontwikkeling van de elektriciteitsnetten. In deze paragraaf zal daarbij de focus liggen op de netcapaciteit. In de volgende paragraaf zal worden bezien of er ook consequenties zijn voor de manier waarop de netten functioneren. De benodigde capaciteit van de transportnetten wordt bepaald door een combinatie van de plaats en de omvang van de belastingontwikkelingen (m.n. piekbelasting), de plaats en de omvang van de toekomstige productiecapaciteit (d.w.z. nieuw productievermogen, zowel grootschalig als decentraal, en uit gebruik te nemen productievermogen) en de internationale uitwisseling. De benodigde capaciteit voor de distributienetten wordt bepaald door een combinatie van belastingontwikkeling, ontwikkeling decentrale opwekking, flexibiliteitmogelijkheden (bijv. belastingsturing en energieopslag) en de plaats van de toekomstige uitwisseling met het transportnet ten opzichte van de toekomstige piekbelasting.
Ontwikkeling van de piekbelasting Sinds de jaren zeventig van de vorige eeuw vertoont de groei van de elektriciteitsvraag een sterk evenredig verband met de groei van 95% van de belastingpieken. In eerste instantie kan de groei van de te verwachten elektriciteitsvraag daarom als uitgangspunt worden genomen voor de maximale piekbelasting. Er zijn echter een aantal ontwikkelingen waardoor de piekbelasting van de historische trend kan afwijken. Deze ontwikkelingen zijn bijvoorbeeld:
- 10 -
Door effectieve energiebesparing kan de vraag naar elektriciteit minder sterk groeien dan de belasting. Bepaalde nieuwe technologieën, zoals ‘plug-in’ hybride voertuigen en/of elektrische voertuigen, zullen vooral elektriciteit verbruiken in de dalperioden. Hierdoor stijgt de elektriciteitsvraag, terwijl de piekbelasting daarmee geen gelijke tred hoeft te houden. Toepassing van demand side management (bijv. vraagresponse waarbij elektriciteitsvraag wordt gereduceerd bij hoge real time prijzen als gevolg van veel vraag of weinig aanbod van elektriciteit) zorgt voor afname van de piekbelasting, terwijl de elektriciteitsvraag nauwelijks hoeft te veranderen.
Locatie van de belasting De elektriciteitsbelasting is in Nederland geconcentreerd in het midden en westen van Nederland. Bij toename van de belasting als gevolg van de groei van de elektriciteitsvraag, verwacht TenneT hierin geen verschuiving 10. Dit is gebaseerd op de invloed van de demografische ontwikkeling op de plaats en omvang van de woongebieden en de veronderstelling dat de verdeling van industriegebieden in Nederland ongewijzigd blijft. Wel kan een verschuiving plaatsvinden van de verdeling van de belasting over de verschillende netniveaus. De belastingtoename kan relatief groter zijn in de midden- en laagspanningsnetten de vraaggroei in de huishoudens en vooral de utiliteitssector is momenteel al relatief groot. Deze belastinggroei kan verder toenemen als gevolg van elektrificatie van het energieverbruik in deze sectoren.
Grootschalige elektriciteitsproductie en consequenties voor het hoogspanningsnet Eerder werd al gewezen op de verschuiving van de grootschalige productie in de richting van de Noordzee (Maasvlakte, IJmuiden, Borssele) en Waddenzee (Eemshaven). Dit vergroot de transportafstand in Nederland tussen grootschalige productie en gebieden met de grootste belasting (midden en westen van Nederland). De geproduceerde elektriciteit uit windenergie op zee zal eveneens via deze kustlocaties (Maasvlakte, IJmuiden, Borssele) worden getransporteerd. Hiervoor zal de capaciteit van het hoogspanningsnet moeten worden vergroot. Thans importeert Nederland ca 15 tot 20% van het elektriciteitsverbruik. De komende jaren kan dit importvolume afnemen door een betere concurrentiepositie van het Nederlandse productiepark in vergelijking met het buitenland. In een open Europese elektriciteitsmarkt is er enkel grond voor structurele elektriciteitsimport of -export als er sprake is van verschillen in productiefactoren resulterend in comparatieve voordelen. Dit geldt voor waterkracht (hoogteverschillen), voor kernenergie (maatschappelijke acceptatie) en voor kolen en biomassa (havens). Bij een verdere verduurzaming van de elektriciteitsproductie zal elektriciteit in Nederland geproduceerd worden uit wind- en zonne-energie, biomassa en mogelijk kernenergie (zie Tabel 2). Hoewel de hoeveelheid in Nederland geproduceerde elektriciteit (incl. Noordzee) uit wind- en zonneenergie begrensd is, zal het in de toekomst mogelijk zijn de Nederlandse elektriciteitsvraag voor een belangrijk deel binnenlands op te wekken door wind- en zonne-energie aan te vullen met biomassa. Grootschalige import van duurzaam opgewekte elektriciteit (bijv. zonnestroom uit Zuid-Europa of de Sahara of elektriciteit uit geothermische energie op IJsland) lijkt binnen de termijn tot 2050 nog niet aan de orde. Welke capaciteit voor de interconnecties met buitenlandse elektriciteitsnetten in de toekomst nodig is voor structureel energietransport hangt enerzijds af van de concurrentieverschillen tussen de Europese landen en, op langere termijn, of Nederland voldoende biomassa kan importeren. Door toename van intermitterende productie en andere tijdelijke verschillen in vraag- en 10
Visie2030, TenneT, februari 2008.
- 11 -
aanbod, zullen de interconnecties in toenemende mate gebruikt worden voor kortstondige uitwisselingen. Hierbij kunnen de volumes aanzienlijk zijn en uitbreiding van de interconnectiecapaciteit wenselijk maken. De verbindingen tussen Nederland en Noorwegen (NorNed) en Nederland en het Verenigd Koninkrijk (BritNed) worden al speciaal met dit doel gebouwd. De internationale hoogspanningsverbindingen, oorspronkelijk bedoeld voor het delen van reservecapaciteit en inmiddels vooral als transportnetwerk in gebruik, zullen in de toekomst steeds meer als een uitwisselingsnetwerk gebruikt gaan worden. Op deze manier wordt het internationale hoogspanningsnetwerk getransformeerd tot wat sommigen een super grid noemen.
Decentrale elektriciteitsproductie en consequentie voor de distributienetten en hoogspanningsnetten Door toename van het aandeel decentraal vermogen zal de productiecapaciteit ten dele meer in de buurt komen te liggen van de belasting. Dit geldt vooral voor WKK en PV. Elektriciteit uit wind op land en kleinschalige biomassa-installaties zal worden geproduceerd in de meer landelijke gebieden, op enige afstand van de load centres. De midden- en laagspanningsnetten waren ontworpen voor transport van elektriciteit van hoogspanningnet naar de eindverbruikers. Dit betekent dat bij de planning van capaciteit van de distributienetten uit werd gegaan van de ontwikkeling van de piekbelasting. Door toename van decentrale productie ontstaan echter nieuwe technische knelpunten. Decentrale productie zorgt ervoor dat elektriciteit niet langer in één richting door het distributienet stroomt. Dit heeft gevolgen voor de stroomkwaliteit en de beveiligingen in het net. Bij toename van decentraal opwekking kan de lokaal opgewekt elektriciteit op bepaalde momenten niet allemaal lokaal worden geconsumeerd en zal naar het hoogspanningsnet moeten worden afgevoerd. In de landelijke gebieden waar relatief veel elektriciteit decentraal wordt geproduceerd (windenergie in Flevoland, Friesland en Kop van Noord-Holland en WKK in het Westland), stijgt het productieoverschot zodanig dat hierdoor capaciteitsuitbreiding nodig is op de verbindingen met de hoogspanningsnetten. Op kleinere schaal kan in de toekomst een sterke groei van PV (mogelijk gelijktijdig met microWKK) zorgen voor productieoverschotten op het laagspanningsnet die via het middenspanningsnet moeten worden getransporteerd naar verder weggelegen belasting in vooral stedelijke gebieden.
De toekomstige elektriciteitsnetten Naast de zojuist beschreven transportfunctie hebben de elektriciteitsnetten nog twee andere belangrijke functies: Handhaving van de kwaliteit van de geleverde elektrische spanning binnen nauw gedefinieerde kwaliteitsgrenzen (bijv. voltage, frequentie, spanningsvorm). Handhaving van de beschikbaarheid van elektriciteit, d.w.z. leveringszekerheid. De capaciteitsaanpassing van de hoogspannings- en distributienetten zijn niet alleen nodig om de veranderingen naar plaats van de elektriciteitsproductie te accommoderen, maar ook om de spanningskwaliteit en leveringszekerheid te garanderen. In conventionele netten, waarbij veranderingen in productie en belasting volgens vaste patronen verlopen, is vrij goed voorspelbaar hoe de elektriciteitsstromen door het net lopen. Het elektriciteitsnetwerk wordt zodanig ontworpen dat onder deze veronderstelde omstandigheden altijd aan de kwaliteits- en leveringszekeringscriteria wordt voldaan. Door veranderingen in de plaats van de productie (zowel geografisch als van centraal naar decentraal) worden de elektriciteitstromen veel minder goed voorspelbaar. Dit is het geval bij zowel het hoogspanningsnet (bijv. door zogenaamde loop flows bij
- 12 -
sterke veranderingen van de internationale uitwisseling of bij invoeding door decentrale productie vanaf middenspanningsnet) als bij de distributienetten (bijv. door decentrale productie). Wordt de conventionele ontwerpwijze voortgezet, dan kunnen de kwaliteits- en leveringszekerheidscriteria alleen worden gegarandeerd door uit te gaan van steeds extremere omstandigheden. Dit leidt tot netverzwaringen die omvangrijker zijn dan uit oogpunt van toename van piekbelasting en verplaatsing van productiecapaciteit nodig is. Daarbij nemen de investeringskosten progressief toe met de hoeveelheid decentraal vermogen, d.w.z. dat elke extra kW decentraal vermogen resulteert in steeds hogere kosten om dit vermogen in het netwerk in te passen11. Zou het technisch al mogelijk zijn om bij een sterke toename van het decentrale vermogen de huidige filosofie van ontwerp en beheer van elektriciteitsdistributienetten te handhaven, overschakelen naar een andere filosofie van ontwerp en beheer lijkt uit economisch oogpunt uiteindelijk onontkoombaar. Een nieuwe ontwerpfilosofie maakt het gebruik van nieuwe technologische ontwikkelingen mogelijk (o.a. op het gebied van ICT). Hierdoor wordt het mogelijk de netten efficiënter te gebruiken. Met deze ‘slimme netten’ (smart grids) kunnen onevenredig hoge netinvesteringen worden voorkomen.
Slimme netten Elektriciteitsstromen zijn te beïnvloeden door sturing van productie en belasting en door sturing van bepaalde netwerkcomponenten. Bij hoogspanningsnetten wordt nu soms congestiemanagement toegepast. Daarbij wordt gebruik gemaakt van het sturen van de productie om bepaalde knelpunten bij elektriciteitstransport op te heffen. Moderne elektronica maakt toepassing van systeemcomponenten mogelijk waarmee de stromen over de transportnetten kunnen worden beïnvloed. Dit zijn bijvoorbeeld Flexible AC Transmission Systems (FACTS) of High Voltage Direct Current verbindingen (HVDC). Bij hoogspanningsnetten wordt nu al op uitgebreide schaal ICT-technologie toegepast, waardoor informatie beschikbaar is over de elektriciteitsstromen door het net en op afstand tussen circuits kan worden geschakeld. Op distributienetniveau is deze ontwikkeling nog betrekkelijk nieuw en niet wijdverbreid. Op distributienetniveau is echter een groot potentieel aan flexibiliteit aanwezig dat kan bijdragen aan efficiënter netwerkbeheer. Naast het schakelen en regelen van distributiecomponenten (bijv. circuits, transformatoren, condensatorbanken, etc.) kan de netbeheerder op bepaalde momenten ook de aangesloten decentrale productie en eventueel belasting proberen te beïnvloeden. Daarvoor zijn distribution control centres nodig en dient specifieke communicatie- en meetapparatuur bij decentrale opwekkers en afnemers te worden geïnstalleerd en moet met hen contracten worden gesloten. Bovenal dient echter de hele filosofie rond het ontwerp en beheer van de distributienetten te worden gewijzigd. Van het tot nu toe toegepaste passief netwerkbeheer (passive network management) moet worden overgeschakeld naar een actief netwerkbeheer (active network management). De netbeheerder wordt een distributie system operator. ICT-toepassingen, zowel ter ondersteuning van het netbeheer als bij decentrale opwekkers en afnemers, spelen een cruciale rol bij het slimmer maken van netten. Het gaat om real time uitwisselen van informatie over de technische status van distributiecomponenten, productieeenheden en apparaten bij afnemers (bijv. warmtepompen en airconditioning) en over economische informatie, zoals elektriciteitsmarktprijzen, onbalansprijzen, gedifferentieerde netwerktarieven, meterstanden, etc. Ook een ‘slimme’ meter vormt een belangrijk onderdeel van het ‘slimme’ net. Het dataverkeer zal verzorgd worden vanuit een distribution control centre dat stuursignalen geeft naar distributiecomponenten of om productie-eenheden of apparaten aan/uit te schakelen. Dit laatste kan ook lokaal gebeuren op basis van technische of economische (prijs) 11
D.M. Cao et al., Costs and Benefits of DG Connections to Grid System – Studies on the UK and Finnish Systems, DG-GRID, december 2006.
- 13 -
informatie dat door het distribution control center wordt geleverd. Uit oogpunt van decentrale producenten en afnemers verdient dit laatste de voorkeur omdat zij dan zelf voortdurend in staat worden gesteld een optimale afweging te maken (met ICT-componenten kan dit worden geautomatiseerd). Het verhoogt echter de onzekerheid bij de distributiesysteembeheerder, doordat het gedrag van decentrale opwekkers en afnemers minder betrouwbaar is. Bij grote aantallen is dit gedrag echter binnen zekere grenzen wel te voorspellen. Naarmate het aantal aansluitingen toeneemt dat actief betrokken is bij de markt- en netwerkoptimalisatie neemt de omvang van het dataverkeer en -opslag toe. Energieopslag is een optie voor de toekomstige elektriciteitsnetten die zowel op hoogspanningsniveau (grootschalige) als op distributieniveau (middel- en kleinschalige) kan worden toegepast. Bij een gunstige locatie ten opzichte van het elektriciteitsnet kan energieopslag niet alleen zorgen voor het optimaal afstemmen van elektriciteitsvraag en –aanbod, maar ook een bijdrage leveren aan het actieve netwerkmanagement. In principe is het zelfs denkbaar dat een toekomstig elektriciteitsdistributienet volledig zelfstandig wordt bedreven, los van het hoogspanningsnet. Met behulp van elektriciteitsopslag zal dan vraag en aanbod op elk moment en voor een bepaalde duur op elkaar kunnen worden afgestemd met handhaving van de kwaliteit van de netspanning en de netbetrouwbaarheid. Een belangrijke voorwaarde is dat vraag en aanbod van elektriciteit op distributieniveau gemiddeld met elkaar in balans zijn. In zowel de stedelijke als meer landelijke netten kan in Nederland niet aan deze voorwaarde worden voldaan (er is respectievelijk te weinig of te veel lokale productie). Het is daarom niet te verwachten dat dergelijke eilandnetten of microgrids in Nederland op grote schaal zullen ontstaan. Mogelijk dat toekomstige distributienetten wel in bijzondere omstandigheden en voor korte duur met behulp van actief management los van het transmissienetwerk kunnen worden bedreven. Het is dan vooral een maatregel om de netbetrouwbaarheid te vergroten. De flexibiliteit die aanwezig is bij decentrale productie en bepaalde elektriciteitsverbruikende apparaten kunnen niet alleen worden ingezet voor een ‘slim’ netwerkbeheer, maar kan ook worden ingezet voor het opvangen van elektriciteitsoverschotten en -tekorten in de elektriciteitsmarkt. Wanneer deze flexibiliteit wordt georganiseerd door het distribution control center, wordt dit ook wel local balancing genoemd. Lokale flexibiliteit concurreert via het transportnet met flexibiliteit bij grootschalige opwekking en flexibiliteit in andere regio’s, zowel binnen Nederland als daarbuiten. Bij veel intermitterende productie zal elektriciteittransport over de hoogspanningsnetten ontstaan die snel in omvang en richting kan wijzigen. Wordt de uitwisseling tussen nationale elektriciteitsmarkten op korte termijn nu enkel nog geregeld via de day-ahead markt, in de toekomst zal dit op kortere tijdsbasis mogelijk zijn (bijv. intraday markt, balancing markt). Het betreft marktontwikkelingen waar door middel van investeringen in de netinfrastructuur op gereageerd zal moet worden. Naast de functie van transportnetwerk om te voorzien in structurele regionale verschillen in elektriciteitsvraag en -productie, kunnen toekomstige hoogspanningsnetten hierdoor meer en meer een functie van uitwisselingsnetwerk krijgen. Ook met relatief weinig decentrale productie kan decentraal vermogen en belasting al worden gestuurd om als flexibele capaciteit te worden ingezet om snelle fluctuaties in vraag- en aanbod op te vangen. Dit staat in principe los van de behoefte om decentrale productie en belasting te sturen voor beheer van het distributienet. Voor het benutten van dit potentieel aan flexibele capaciteit is geen volledig ander netwerkbeheer nodig. De noodzaak om het netwerkbeheer aan te passen ontstaat pas bij een grote hoeveelheid van decentrale productiecapaciteit. Voor het beschikbaar maken van de flexibele capaciteit is wel communicatie en meetapparatuur (ICT) nodig.
- 14 -
Transitie Het slimmer maken van de elektriciteitsnetten vereist een grote aanpassing in denken en doen van de betrokken actoren. Naast netbeheerders zijn dit onder andere technologieleveranciers, de toezichthouder, decentrale producenten en afnemers. Door ontwikkelingen die in het buitenland plaatsvinden (bijv. Denemarken of het Europese Smartgrid programma) kunnen technologische oplossingen beschikbaar komen die in Nederland kunnen worden toegepast. Er mag echter niet zonder meer van worden uitgegaan dat de transitie bij de elektriciteitsinfrastructuur zich dan vanzelf voltrekt. Liberalisering van de elektriciteitsmarkt en invoering van netregulering hebben bijvoorbeeld grote gevolgen gehad voor de netwerkbedrijven, maar de ontwerpfilosofie en -regels voor de elektriciteitsnetten zijn vrijwel onveranderd gebleven. Indien wordt vastgehouden aan de bestaande netwerkfilosofie en technische regels zal dit de aanpassing van de netwerken hinderen. Daarnaast heeft het introduceren van een nieuwe ontwerp- en beheerfilosofie, die mogelijk nodig is wanneer actief netbeheer wordt toegepast, veel tijd nodig. Eerst is op beperkte schaal ervaring nodig met nieuwe systemen en technologieën. Die moeten vervolgens worden opgenomen in normen en codes alvorens breed te kunnen worden toegepast. Tegelijkertijd staan de netwerkbedrijven voor aanzienlijke vervangingsinvesteringen. Korte termijn duidelijkheid over de noodzakelijke veranderingen is daarom wenselijk. De huidige onzekerheid over de richting waarin de elektriciteitsmarkt zich ontwikkelt, onduidelijkheid over mogelijke problemen die dit kan opleveren voor de netwerken, gebrek aan kennis en ervaring met betrekking tot innovatieve oplossingen in combinatie met het ontbreken van en breed gedragen visie op de ontwikkeling van toekomstige elektriciteitsdistributienetten, zijn niet bevorderlijk voor snelle besluitvorming.
Zijn er knelpunten of conflicterende ontwikkelingen? Uit het voorgaande is het volgende duidelijk geworden: Door toename van de elektriciteitsvraag zal het productievermogen toenemen. De omvang van de groei van het productievermogen is onzeker en ook de verdeling over grootschalig en decentraal vermogen. Het is waarschijnlijk dat de hoeveelheid opgesteld decentraal vermogen nog zal toenemen, waarbij een verdubbeling of verdrievoudiging van het huidige decentrale vermogen mogelijk is. Hierdoor kan ook het relatieve aandeel van decentraal productievermogen in het totale productievermogen toenemen. Decentrale elektriciteitsproductie wordt nu nog voor een groot deel bepaald door gasgestookte WKK. Aanvankelijk zal deze toepassing nog kunnen groeien, maar op langere termijn zal decentrale productie voor een steeds groter deel bestaan uit duurzame elektriciteit (wind, biomassa, PV). Planologische, economische en andere beperkingen bepalen uiteindelijk de omvang van het decentrale productievermogen. De hoeveelheid opgesteld grootschalige vermogen zal tenminste gelijk blijven en mogelijk kunnen verdubbelen. Groei kan in principe bij elk type grootschalige centrale plaatsvinden: gas, kolen/biomassa (met op termijn afvang van CO2 ), offshore wind energie en mogelijk kernenergie. Door toename van het productievermogen als gevolg van de groeiende vraag naar elektriciteit is een vergroting van de capaciteit van de netinfrastructuur nodig. Dit geldt voor zowel het transportnet als de distributienetten. Bij het transportnet wordt de behoefte aan capaciteitsvergroting door nog drie andere ontwikkelingen bepaald: Verplaatsing van het grootschalige productievermogen ten opzichte van de gebieden waar de vraag is geconcentreerd. Deze verplaatsing zal voor een deel landgrensoverschrijdend zijn.
- 15 -
Toename van intermitterende elektriciteitsproductie waardoor binnen relatief korte tijd grote verschuivingen kunnen plaatsvinden tussen de locaties waar de elektriciteit wordt geproduceerd. Deze uitwisselingen kunnen landgrensoverschrijdend zijn. Toename van invoeding van decentraal geproduceerde elektriciteit vanuit de distributienetten. Bij de distributienetten is een mogelijk aanzienlijk potentieel aan flexibiliteit aanwezig bij decentrale productie en bepaalde typen elektriciteitsverbruikende apparaten. Deze flexibiliteit kan beschikbaar worden gemaakt voor de elektriciteitsmarkt waar, door toename van intermitterende productie, een groeiende vraag bestaat aan flexibel vermogen. Om bij inpassing van decentrale elektriciteitsproductie in de distributienetten de kwaliteit en leveringszekerheid te kunnen handhaven dient de netcapaciteit verder te worden vergroot en andere knelpunten te worden weggnomen. Bij elektriciteitsdistributienetten met een aanzienlijke hoeveelheid decentrale productie zal het waarschijnlijk nodig zijn het netontwerp en –beheer volledig aan te passen. Toepassing van actief netwerkbeheer biedt mogelijkheden om op investering in extra netcapaciteit te besparen.
Geconstateerd kan worden dat er zowel noodzaak bestaat voor de verdere ontwikkeling van het hoogspanningsnetwerk als voor aanpassing van de distributienetwerken. Er is geen sprake van een werkelijk conflict tussen beide ontwikkelingen. Wel kunnen zich bepaalde knelpunten voordoen.
Mogelijke knelpunten bij aanbod van flexibiliteit Als gevolg van een toename van intermitterend vermogen ontstaat meer behoefte aan flexibiliteit (d.w.z. snelle aanpassing van productie en/of belasting). Deze flexibiliteit kan worden geleverd door grootschalig vermogen (bijv. piekcentrales), decentrale productie en belasting (d.m.v. aan/afschakelen) en door energieopslag. In een optimale markt dienen deze oplossingen met elkaar te concurreren. Hiervoor is het nodig dat voor al deze opties de toegang tot de markt onder dezelfde condities is verzekerd. Meer kleinschalige opties (decentrale productie, belastingreductie en kleinschalige opslag) kunnen daarbij worden geaggregeerd en op de markt worden aangeboden alsof het één grote productie-eenheid is (virtual power plant). Aggregatie van deze zogenoemde distributed energy resources (DER) heeft zich in de Nederlandse markt al op bescheiden schaal ontwikkeld. Dit wil echter nog niet zeggen dat de markttoegang voor decentrale opties al optimaal is. Kleine marktspelers, al dan niet geaggregeerd, zijn in sterkere mate afhankelijk van goede marktregels en handhaving daarvan omdat zij eerder te maken hebben met markttoegangbarrières en relatief kwetsbaar zijn voor dominant en anticompetitief gedrag van grote marktspelers. Investeringen in de hoogspanningsnetten kan de geografische markt en daarmee de concurrentie tussen flexibiliteitopties vergroten, bijvoorbeeld doordat goedkopere regelbare capaciteit (bijv. waterkracht) beschikbaar komt. Ook kan een regionaal productieoverschot in een grotere markt worden afgezet waardoor minder grote vermogensaanpassingen van de overige productie (of belasting) nodig is. Zo’n investering is echter alleen zinvol indien er elders inderdaad goedkope regelcapaciteit beschikbaar is (bijv. beschikt Noorwegen nog over voldoende regelbare waterkracht?), of dat een stroomoverschot inderdaad in aangrenzende regio’s kan worden afgezet (bijv. niet in Duitsland als daar vanwege veel windaanbod ook sprake is van een stroomoverschot). Huidige verschillen in marktregels en –prikkels hinderen de optimale afstemming tussen nationale markten. Energieopslag zal gebruik maken van het elektriciteitsprijsverschil dat er tussen verschillende tijdstippen bestaat (bijv. tussen dag en nacht). Vanwege de grote capaciteit zal grootschalige energieopslag de totstandkoming van de prijsverschillen in de markt beïnvloeden, met als ge-
- 16 -
volg dat de verschillen kleiner worden. Hiermee bedreigt grootschalige energieopslag de markt voor alternatieve opties. De kosten voor opslag worden voornamelijk bepaald door investeringskosten. Er kan tot grootschalige energieopslag worden besloten indien vaststaat dat deze vorm van flexibiliteit ook in de toekomst goedkoper zal zijn dan alternatieve opties, zoals kleinschalige opslag en aan/afschakelen van decentrale productie en belasting. Indien dit niet zo is, creëert grootschalige opslag een lock-in en belemmert de introductie van goedkopere alternatieven.
Mogelijke knelpunten bij de distributienetten Netwerkbedrijven brengen de kosten die zij maken om decentrale opwekking op het distributienet aan te sluiten in rekening bij de decentrale producent. Decentrale producenten met een aansluiting van meer dan 10 MVA dragen daarbij ook de kosten voor de eventuele netverzwaring, zogenoemde diepe aansluitkosten. De diepe aansluitkosten nemen progressief toe naarmate er meer decentraal vermogen op het net is aangesloten. De aansluitkosten kunnen zo een substantiële kostenpost worden voor de decentrale producent. Er ontstaat echter ook ongelijkheid tussen decentrale producenten onderling en decentrale en grootschalige producenten. Decentrale producenten die al op het net aanwezig zijn hebben namelijk doorgaans lagere aansluitkosten betaald (vanwege de progressieve toename van deze kosten) en grootschalige producenten, die zijn aangesloten op het hoogspanningnet, hoeven niet te betalen voor de verzwaring van het hoogspanningsnet. Het zou eerlijker zijn om geen onderscheid te maken tussen de grootte van de producenten en het netniveau waarop is aangesloten. Voor alle producenten zou uitgegaan moeten worden van het zelfde principe bij het bepalen van de aansluitkosten: alleen de kosten voor de verbinding tussen de producent met het meest dichtbij gelegen punt van het net. Dit principe geldt ook voor de aansluitkosten van afnemers. Het argument dat diepe aansluitkosten een manier is om een locatiesignaal te geven aan decentrale producenten is weinig steekhoudend. Enerzijds strookt het niet met het streven van de overheid naar meer duurzame energie en energiebesparing met WKK en anderzijds is het locatiesignaal niet erg effectief. De plaats van decentrale elektriciteitsopwekking en WKK wordt namelijk vooral door andere locatieaspecten bepaald. Als decentrale producenten de kosten voor netverzwaring niet betalen, dan moeten netbeheerders deze kosten mee kunnen nemen bij het vaststellen van de transporttarieven. Vanaf de invoering van de liberaliseringwetgeving worden de elektriciteitsnetten economisch gereguleerd. Daarbij ondervinden de netwerkbeheerders een economische prikkel om de netwerken met een bepaald leveringszekerheidniveau economisch efficiënt te beheren. Bij de vaststelling van de prikkel worden de kosten van de netwerkbedrijven onderling vergeleken (yard stick regulering). Daarbij wordt niet in het bijzonder rekening gehouden met de ontwikkeling van decentrale productie. Vooral wanneer de ontwikkeling van decentraal vermogen bij de tien Nederlandse distributiebedrijven verschillend verloopt, kan dit ongunstig uitwerken voor netbeheerders die geconfronteerd worden met relatief veel ontwikkeling van decentraal vermogen. Omdat er uiteindelijk negatieve effecten voor het bedrijfsresultaat kunnen ontstaan, kan dit de bereidheid van netbeheerders ondergraven om meer decentraal vermogen aan te sluiten. De netwerken hebben de functie de elektriciteitsmarkt te faciliteren. Terwijl netwerkbedrijven veranderingen in de markt wel kunnen waarnemen wordt de ‘vraag’ van de klant (afnemer en decentrale producent) niet goed en eenduidig gearticuleerd. Netbeheerders moeten daarom zelf inschatten in welke toekomstige behoefte moet worden voorzien. Aanpassingen van de distributienetten aan een toenemende hoeveelheid decentrale productie richten zich thans vooral op concrete ontwikkelingen die op de korte termijn spelen (maximaal enkele jaren vooruit). De lange termijn ontwikkeling van decentraal vermogen lijkt momenteel te onzeker om rekening mee te houden. Dit leidt tot incrementele netaanpassingen en kan uiteindelijk resulteren in een minder optimaal netwerk.
- 17 -
De onzekerheid over de lange termijn ontwikkeling en onduidelijkheid over de toekomstige behoeften is niet bevorderlijk voor het richting geven aan technologische innovaties in distributienetten terwijl dit wel nodig lijkt om een antwoord te hebben op een sterke toename van decentrale productie. Bovendien ontmoedigt de huidige economische regulering het invoeren van veranderingen, omdat er weinig financiële ruimte is om risico’s te nemen (d.w.z. onderpresteren wordt afgestraft en het voordeel van overprestatie wordt afgenomen). Volgens de Europese elektriciteitsrichtlijn12 dienen beheerders van elektriciteitsdistributienetten bij het plannen van netverzwaring en –uitbreiding rekening te houden met de bijdragen die decentrale productie kan bieden. Voor de integratie van het decentrale vermogen en het inzetten van het vermogen (en eventueel ook belasting) ten behoeve van het beheer van de distributienetten is beïnvloeding van het productievermogen en belasting wenselijk. Het gaat hierbij om de bijdrage die decentraal vermogen en belasting kunnen leveren aan het optimaal opereren van ‘slimme netten’. De netbeheerder probeert daarbij in kritische netsituaties het productievermogen of belasting gedurende korte tijd te beïnvloeden, bijvoorbeeld in geval van veel elektriciteitsaanbod en weinig –vraag, of bij uitvallen van bepaalde netdelen. Afnemers en decentrale producenten kunnen worden gestimuleerd tot optimaal gedrag met een naar plaats en tijd gedifferentieerd transport- en/of systeemtarief (het tarief kan bijvoorbeeld worden verhoogd of verlaagd waarbij het tarief zelfs negatief kan worden waardoor een vergoeding ontstaat). Op dit moment is geen sprake van een gedifferentieerd transport- en systeemtarief. Bovendien worden geen transporttarieven in rekening gebracht bij decentrale opwekkers. Voor het actief betrekken van afnemers en decentrale producenten bij het operationele netbeheer is aanpassing van de tariefstructuur nodig. De voorgenomen invoering van de ‘slimme meter’ kan de invoering van een ‘intelligente’ tariefstructuur dichter bij brengen.
Knelpunten ten aanzien van de overheidsdoelstellingen Bij het energiebeleid hanteert de overheid drie hoofddoelstellingen: schoon, betaalbaar en betrouwbaar. De ontwikkelingen bij de transport- en distributienetten ondersteunen de doelstelling ‘schoon’ door bij te dragen aan de realisatie van CO2-emissiereductie en toename duurzame energie en zijn volgend ten aanzien van energiebesparing. Bij de ontwikkeling van de elektriciteitsnetten wordt uitdrukkelijk met leveringszekerheid (betrouwbaarheid) rekening gehouden. De interconnecties van het Nederlandse transportnet met die van het buitenland dragen bij aan de voorzieningszekerheid. Een mogelijk knelpunt is aanwezig bij de doelstelling ‘betaalbaar’. Uit de hierboven genoemde knelpunten komt naar voren dat er bij de integratie van duurzame en decentrale elektriciteitsproductie risico’s bestaan ten aanzien van een minder optimale netinfrastructuur met uiteindelijk te hoge kosten.
De rol van de overheid In deze laatste paragraaf staat de vraag centraal welke rol de overheid kan spelen bij een ontwikkeling van de elektriciteitsinfrastructuur die robuust is voor de verandering waarmee de Nederlandse elektriciteitssector te maken krijgt. De invloed van de overheid op de ontwikkeling van de elektriciteitsinfrastructuur vindt allereerst plaats via de toezichthouder NMa/DTe. NMa/DTe keurt onder meer de capaciteitsplannen van de netbeheerders goed, neemt beslissingen over de uitzonderlijke aanmerkelijke investeringen (van toepassing voor het hoogspanningsnet), stelt de codes vast (netcode, systeemcode, meet12
Richtlijn 2003/54/EC
- 18 -
code) en keurt de nettarieven goed. NMa/DTe opereert hierbij binnen de kaders van de Elektriciteitswet. In samenwerking met de overheid kan de NMa/DTe op de volgende wijze bijdragen aan de ontwikkeling van de netinfrastructuur en de toekomstige elektriciteitsmarkt: Stroomuitwisseling met het buitenland kan sterk toenemen, bijvoorbeeld vanwege de behoefte om flexibel productievermogen te delen met buurlanden of om kortstondige productieoverschotten of -tekorten te kunnen opvangen. De capaciteit van de landgrensoverschrijdende verbindingen kunnen onvoldoende blijken, waardoor initiatieven kunnen ontstaan voor uitbreiding van de capaciteit van de verbindingen. NMa/DTe kan investeringsplannen voor nieuwe/uitbreiding van interconnectiecapaciteit toetsen. Bij verzoek om goedkeuring van een investeringsbeslissing kan de toezichthouder bijvoorbeeld vaststellen of er in het buitenland goedkopere regelcapaciteit beschikbaar is of dat de mogelijkheid dat een binnenlands productieoverschot in het buitenland wordt afgezet ook daadwerkelijk bestaat. Voor de verdere ontwikkeling van de elektriciteitsmarkt is deelname gewenst van decentrale producenten en (een deel) van de belasting bij afnemers. Decentrale producenten en afnemers zijn relatief kleine marktspelers, maar hun aanbod kan door middel van aggregatie worden gebundeld. NMa/DTe kan er op toezien dat de markttoegang van deze aggregators of virtual power plants is gegarandeerd en dat geen nadeel wordt ondervonden van dominant en anticompetitief gedrag van grote marktspelers. NMa/DTe kan eventueel extra marktregels eisen die aggregators/virtual power plants extra bescherming geven. NMa/DTe kan de aansluittarieven voor decentrale producenten aanpassen zodat geen onderscheid meer wordt gemaakt naar grootte en aansluitniveau van de elektriciteitsproductie. NMa/DTe kan onderzoeken of er mogelijk sprake is van ongelijke kostenontwikkeling bij netwerkbedrijven als gevolg van decentrale productie. Indien dit inderdaad het geval is kan NMa/DTe de economische regulering voor elektriciteitsdistributienetten zodanig aanpassen dat rekening wordt gehouden met kostenstijging als gevolg van inpassing van decentrale elektriciteitsproductie 13. NMa/DTe kan de tariefstructuur voor het transport en/of systeemtarief aanpassen zodat netbeheerders gebruik kunnen maken van tariefdifferentiatie naar tijd en plaats. Hiervoor dient te worden nagegaan of een dergelijke aanpassing binnen de huidige Elektriciteitwet mogelijk is. De overheid kan ook zelf initiatieven nemen èn initiatieven ondersteunen die de ontwikkeling van de toekomstige elektriciteitsinfrastructuur gunstig beïnvloeden. De huidige initiatieven ten aanzien van de elektriciteitsinfrastructuur liggen vooral op het terrein van internationale samenwerking, transitiemanagement en onderzoeksfinanciering (bijv. EOS). In aanvulling daarop en samenhang daarmee kunnen de volgende initiatieven worden genomen of ondersteund: De overheid kan er naar streven de verschillen in marktregels en –prikkels met buurlanden op te heffen of te verkleinen die de optimale afstemming tussen nationale markten hinderen. Het initiatief tot samenwerking met België, Frankrijk, Duitsland en Luxemburg met betrekking tot het creëren van een Noordwest Europese markt (pentalaterale markt) moet worden voortgezet met specifieke aandacht voor toekomstige ontwikkeling van de elektriciteitsvoorziening in Noordwest Europa. De overheid kan initiatieven ondersteunen met betrekking tot investeringen in grootschalige energieopslag indien blijkt dat ook in de toekomst dit de meest kosteneffectieve optie is om in de behoefte aan flexibel vermogen te voorzien. Zolang dit echter nog niet het geval is, zal de ondersteuning zich moeten beperken tot het verkrijgen van de gewenste duidelijkheid. Gelijktijdig kan de overheid onderzoek ondersteunen (bijv. via het EOS-programma) naar alternatieve vormen van energieopslag of aanbod van flexibele capaciteit. 13
Suggesties voor alternatieve methoden worden gegeven in: ‘Business models for DSOs under alternative regulatory regimes’ van J. de Joode et al., ECN-E--07-038, augustus 2007
- 19 -
14
Voor een transitie naar ‘slimme’ distributienetten ontbreekt een breed gedragen visie en een goede coördinatie. De overheid kan initiatief nemen tot het ontwikkelen van een gezamenlijke visie door netbeheerders en andere betrokken partijen op de ontwikkeling van decentrale productie en de consequenties voor netwerkplanning en -beheer op lange termijn. Deze visie moet antwoord geven op onder meer de volgende vragen: Is het, gezien de te verwachten ontwikkelingen, gewenst dat in Nederland ‘slimme’ distributienetten worden ontwikkeld en toegepast? Wat houdt het ‘slim’ maken van distributienetten in? Indien er meerdere mogelijkheden bestaan, welke is dan het meest geschikt voor de Nederlandse distributienetten? Moeten alle distributienetten ‘slim’ worden gemaakt of geldt dat alleen voor bepaalde distributienetten? Wanneer moeten de intelligente distributienetten zijn gerealiseerd? Op basis van de visie kan vervolgens een roadmap worden gemaakt voor de ontwikkeling en introductie van de ‘slimme’ distributienetten. Indien het gewenst is dat distributienetten ‘slim’ wordt gemaakt, zullen praktijkexperimenten moeten worden uitgevoerd op een relevante schaal. De overheid kan, in samenwerking met NMa/DTe, zorgen voor de optimale condities voor het uitvoeren van deze praktijkexperimenten. Hierbij gaat het om enerzijds zorgen voor goede coördinatie van de praktijktesten en anderzijds om het beperken van de bedrijfseconomische risico’s voor de netbeheerders, door bijvoorbeeld de kosten van de experimenten buiten de economische efficiëntiebeoordeling te houden van de netwerkregulering 14. Praktijkexperimenten kunnen onder meer betrekking hebben op: Meten van elektriciteitsstromen en sturen van deze stromen in distributienetten door middel van distributiecomponenten en aangesloten decentraal productievermogen en belasting (fysieke controle). Sturen van aangesloten productievermogen en belasting door middel van een gedifferentieerd netwerktarief. Invoering van een gedifferentieerd netwerktarief naar tijd en plaats heeft alleen zin in combinatie met intelligente sturing van decentrale productie en belasting. Onderzoek in de vorm van een praktijkproef moet aantonen of op deze manier decentrale productie en belasting op effectieve wijze bij actief netbeheer kan worden betrokken en of dit daadwerkelijk bijdraagt aan de economische optimalisatie van het netbeheer. Bijdrage aan de behoefte aan flexibele capaciteit door decentrale productie en bepaalde elektriciteitsverbruikende apparaten bij afnemers.
Vergelijkbaar met de zogenoemde ‘Registered Power Zones’ in het Verenigd Koninkrijk
- 20 -
