Rapport
SLEA
Back-up WKK Een marktconforme kostenbepaling
Studie uitgevoerd in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken
SLEA Inhoudsopgave Inhoudsopgave ......................................................................................................... 2 1.
Inleiding............................................................................................................ 3
2.
De karakteristieken van de Nederlandse elektriciteitsmarkt .......................................... 4
3.
4.
5.
2.1.
De relevante markten ................................................................................... 4
2.2.
Standaard OTC contracten ............................................................................ 5
2.3.
Elementen die significante invloed uitoefenen op de kosten back-up WKK ............... 5
De structurering van de verkoop van WKK elektriciteit ................................................ 7 3.1.
Inleiding .................................................................................................... 7
3.2.
Kosten van ‘verkopen in eigen beheer’ ............................................................. 8
3.3.
Uitgangspunt: APX = OTC............................................................................. 9
De back-up kosten voor WKK.............................................................................. 10 4.1.
Uitval voorzien en onvoorzien langer dan 24 uur .............................................. 10
4.2.
Onvoorziene uitval, de eerste 24 uur.............................................................. 12
4.3.
Opslag op APX voornamelijk absoluut............................................................ 18
4.4.
Codewijziging tweezijdig regelen................................................................... 18
4.5.
De standaardsituaties................................................................................. 19
4.6.
Berekening van de kosten back-up................................................................ 20
Samenvatting en conclusies................................................................................ 23
Lijst met afkortingen en gehanteerde begrippen ............................................................. 24
Kosten back-up WKK
2
03 november 2005
SLEA
1.
Inleiding
Prijsniveaus voor elektriciteit worden in het algemeen uitgedrukt in leveringen basislast of leveringen pieklast. Afnemers en producenten van fysieke elektriciteit kunnen echter met deze zogenaamde groothandelsmarkt contracten niet zonder meer uit de voeten. Een producent kan wellicht zijn elektriciteit als basislast of pieklast op de markt verkopen, maar zal aanvullende maatregelen moeten treffen op momenten dat de productie-eenheid niet beschikbaar is. Ook als er meer wordt geproduceerd dan reeds is verkocht, zijn aanvullende maatregelen nodig. Zulke maatregelen kosten in het algemeen geld. Het gevolg hiervan is dat de gemiddelde opbrengst voor een producent lager ligt dan de prijzen voor de standaard groothandelsmarkt contracten. De omvang van de kosten zal sterk afhangen van de individuele omstandigheden waarin een producent verkeert, evenals van de momenten en duur van uitval. Door te werken met gestandaardiseerde situaties en door gebruik te maken van historische marktinformatie kan, in het algemeen, een indruk worden gegeven van de omvang van de kosten. In deze studie worden eerst de belangrijkste karakteristieken van de Nederlandse elektriciteitmarkt uiteengezet. Vervolgens wordt een wijze van verkoop van elektriciteit beschreven, die geëigend is om de kosten van back-up voor WKK installaties te analyseren. Deze analyse wordt toegepast op enkele standaardsituaties. Leeswijzer In dit rapport wordt uitgegaan van een situatie waarin een WKK exploitant de opgewekte elektriciteit volledig levert aan het openbare net. Desalniettemin zijn de analyses voor het grootste deel ook van toepassing op een situatie waarin de elektriciteit geheel of gedeeltelijk op de eigen locatie wordt verbruikt. In beide situaties moeten bij niet beschikbaarheid immers dezelfde hoeveelheden op de markt worden ingekocht. De verschillen zitten voornamelijk in de transportkosten en mogelijk in de kosten voor de dienstverlening.
Kosten back-up WKK
3
03 november 2005
SLEA
2.
De karakteristieken van de Nederlandse elektriciteitsmarkt 2.1.
De relevante markten
De Nederlandse energiemarkt biedt marktpartijen tal van mogelijkheden en platforms voor koop en verkoop van elektriciteit. De belangrijkste groothandelsmarkten zijn: • Onbalansmarkt Elektriciteit kan niet economisch verantwoord op grote schaal worden opgeslagen. Derhalve moeten verbruik en productie binnen bepaalde marges aan elkaar gelijk zijn. Deze taak van balanshandhaving ligt bij de transmission system operator TenneT. TenneT koopt en/of verkoopt op de zogenaamde onbalansmarkt de elektriciteit die voor deze taak nodig is. Programma verantwoordelijke partijen die in een bepaald kwartier meer elektriciteit leveren aan aansluitingen dan ze in het net invoeden, kopen dit tekort bij TenneT in tegen de vigerende onbalansprijs. Programma verantwoordelijke partijen (hierna PV partijen) met een overschot in een bepaald kwartier verkopen dit overschot aan TenneT tegen de vigerende onbalansprijzen. PV partijen mogen uit hoofde van de overeenkomst met TenneT niet met opzet kopen of verkopen op de onbalansmarkt. In het jargon van TenneT betreft het dan ook geen markt maar een mechanisme. Wel evolueert dit mechanisme steeds meer naar een markt. Dit komt ondermeer omdat TenneT near real time onbalansinformatie ter beschikking stelt. PV partijen worden hierdoor gestimuleerd om bewust onbalans te creëren op zodanige wijze dat de systeemonbalans kleiner wordt. • Intraday Na sluiting van de APX vindt soms nog beperkte handel plaats. Partijen met een tekort of een overschot kunnen dit nog met elkaar verhandelen. Tot vier kwartier voor het moment van levering kan zulke handel nog op de zogenaamde intraday markt plaats vinden. Tot het en met het moment van leveringen hebben PV partijen nog de mogelijkheid in eigen portefeuille aanpassingen te treffen. Over de intraday markt zijn weinig concrete gegevens bekend. Desalniettemin vinden er binnen een dag tal van bijstellingen in productie en/of consumptie plaats. Een sterke aanwijzing hiervoor is het feit dat TenneT slechts in zeldzame gevallen langdurig aanmerkelijke hoeveelheden opregelvermogen moet inzetten. Zo is in 2004 slechts één maal 11 kwartieren aaneengesloten 250 MW of meer aan opregelvermogen ingezet. Wordt gekeken naar de inzet van minimaal 200 MW dan wordt dat in 2004 slechts één maal 4 uur aaneengesloten ingezet. 150 MW of meer is in 2004 slechts 4 maal langer dan 5 uur ingezet. In totaal is in 2004 in slechts 204 uur 250 MW of meer opgeregeld door TenneT, 295 uur betrof het 200 MW of meer (inclusief de voornoemde 250 MW), en 580 uur ging het om 150 MW of meer (inclusief voornoemde opregelingen). Het aantal uren dat in Nederland tekorten optreden door uitval van bijvoorbeeld een eenheid van meer dan 500 MW, is aanmerkelijk hoger dan het aantal uren dat TenneT zulke vermogens moet opregelen. Marktpartijen hebben dus de mogelijkheid om in eigen portefeuille of via derden aan vervangende stroom te komen. Derhalve kan worden gesteld dat er zeker sprake is van een intraday markt, ook al zijn daarover weinig gegevens beschikbaar. • APX day-ahead Per klokuur kan in de ochtend voor de dag waarin levering plaats vindt elektriciteit aan de APX worden verkocht, dan wel gekocht. Als beurs functioneert APX wellicht als kopende en verkopende partij, maar netto neemt APX geen positie in. Per klokuur berekent de APX bij welke prijs vraag en aanbod in evenwicht zijn. Deze prijs geldt dan als Market Clearing Price (MCF) voor dat betreffende uur. Alle partijen die bereid waren te verkopen voor een prijs gelijk aan of lager dan de MCF, verkopen hun elektriciteit tegen die MCF (minus APX
Kosten back-up WKK
4
03 november 2005
SLEA
•
2.2.
fee). Alle partijen die bereid waren elektriciteit te kopen voor een prijs gelijk aan of hoger dan de MCF, betalen de MCF (plus de APX fee). OTC Op de zogenaamde ‘over the counter’, oftewel OTC markt, wordt elektriciteit verhandeld tussen marktpartijen onderling, al dan niet door tussenkomst van brokers. Op deze markt worden voornamelijk standaardcontracten verhandeld, maar ook gecompliceerde contracten als bijvoorbeeld ‘tolling agreements’, ‘virtual power plants’ en contracten met bijzondere leveringsprofielen. De duur van de contracten kan uiteenlopen van een eenmalige levering op een bepaald uur tot een looptijd van vele jaren. Standaard OTC contracten
Op de groothandelsmarkt wordt voornamelijk in standaardcontracten gehandeld. Het voordeel van standaardcontracten is dat de transactiekosten laag zijn. Ook maakt de uniformiteit het mogelijk prijzen te publiceren en marktontwikkelingen inzichtelijk te maken. De belangrijkste contractvormen zijn: •
•
2.3. •
•
basislast Een van de meest gangbare contracten op de OTC markt zijn basislast contracten: elk moment van de leveringsperiode wordt dezelfde hoeveelheid elektriciteit geleverd. Deze capaciteit bedraagt 5 MW of een veelvoud van 5 MW. Afwijkende capaciteiten komen voor maar gelden niet als standaard. pieklast leveringen Bij een pieklast levering wordt op elk moment tussen 07h00 en 23h00 op werkdagen dezelfde hoeveelheid geleverd. Ook bij pieklast bedraagt de standaard omvang 5 MW of een veelvoud van 5 MW.
Elementen die significante invloed uitoefenen op de kosten back-up WKK Portefeuille effect PV partij De toerekening van onbalanskosten vindt plaats per PV partij. In de totale portefeuille van een PV partij kunnen zich echter gebeurtenissen voordoen die elkaar (deels) opheffen. Vaak wordt onbalans op het niveau van een individuele aansluiting of individueel bedrijf bekeken, als ware zo’n aangeslotene zelf PV partij. In werkelijkheid vallen door het portefeuille effect de totale onbalanskosten voor een PV partij lager uit dan de som van de ‘geïndividualiseerde onbalans berekeningen’. Het samenvoegen van de PV portefeuilles van ONS, Cogas en Delta in PV Ned illustreert het te behalen voordeel voor portefeuillehouders. Let wel, door samenvoeging treedt geen verandering op in de omvang van de totale kosten voor de handhaving van de systeembalans. Deze kosten worden slechts op een andere manier over de actieve PV partijen verdeeld. Door de opzet van het PV systeem zijn grote portefeuilles relatief goedkoper uit dan kleine portefeuilles. Vermindering/afschaffing optreden status 2 Het voornoemde portefeuille effect treedt vooral op tijdens de situaties waarin TenneT tweezijdig regelt, de zogenaamde onbalans situatie met status 2. Tijdens zulke kwartieren geldt voor ‘n tekort een andere prijs dan voor ‘n overschot. Deze situaties kosten PV partijen geld. Deze situatie deed zich in de afgelopen jaren ongeveer 30% van de tijd voor. PV partijen worden hierdoor gestimuleerd onbalans zoveel mogelijk te voorkomen. Dit heeft echter mede tot gevolg dat beschikbare flexibiliteit niet altijd via de markt wordt verhandeld, maar in reserve wordt gehouden ten behoeve van de eigen portefeuille. Mede door het systeem van tweezijdig regelen met bijbehorende onsymmetrische prijzen, reserveren PV partijen vaak een deel van het beschikbare opregelvermogen voor eigen gebruik. Dit zakelijk handelen van individuele PV partijen is voor de markt in zijn geheel suboptimaal. Overigens wordt dit geld door TenneT via het systeemdienstentarief doorgesluisd naar verbruikers. PV partijen met relatief geringe onbalans zijn in deze situatie goedkoper uit dan PV partijen met relatief grote onbalans. PV partijen ageren al
Kosten back-up WKK
5
03 november 2005
SLEA jaren tegen het bestaan van tweezijdig regelen. Afschaffing zou de kosten en risico’s van onbalans verlagen. PV partijen claimen dat vanwege het tweezijdig regelen, Nederland een van de duurdere onbalansmarkten heeft, dit ondanks het feit dat het Nederlandse (gasgestookte) productiepark over relatief veel flexibiliteit beschikt. Volledige afschaffing van het optreden van asymmetrische prijzen zou derhalve de kosten voor back-up aanmerkelijk kunnen verlagen. Zie ter illustratie de volgende grafiek, afkomstig uit de technische bijlagen bij de vierde benchmark studie elektriciteit en gas van de Europese Commissie, gedateerd 5 januari 2005.
Internationale vergelijking onbalanskosten (bron Europese Commissie)
•
Sinds 26 oktober 2005 is een codewijziging doorgevoerd die ten doel heeft om het aantal malen dat status 2 voorkomt terug te brengen. De toekomstige effecten van de nieuwe regelgeving is nog te onzeker om er harde uitspraken over te doen, anders dan het gerede vermoeden dat de kosten onbalans zullen dalen. (zie ook paragraaf 4.3) Brandstofvoorziening Voor gasgestookte installaties kan het zijn dat de gasleverancier bij onvoorziene uitval onbalanskosten in rekening brengt. In deze studie wordt er echter van uitgegaan dat de WKK exploitant een gascontract heeft dat is gebaseerd op het gas verkoop systeem van Gasunie Trade & Supply. Bij deze contractvormen heeft de exploitant binnen de afgesproken contractcapaciteit de volledige vrijheid om gas wel of niet af te nemen. Er bestaat in deze situatie geen nominatieverplichting, noch worden onbalanskosten in rekening gebracht. In het geval dat een exploitant een vaste prijs afspreekt met de leverancier, hoort daar meestal ook een volume afname verplichting bij. In deze studie is er van uitgegaan dat bij het afspreken van volumeverplichtingen rekening is gehouden met de te verwachten uitval. In deze studie wordt er dus van uitgegaan dat er op het gebied van de gasvoorziening geen kosten voortvloeien uit de behoefte aan back-up.
Kosten back-up WKK
6
03 november 2005
SLEA
3.
De structurering van de verkoop van WKK elektriciteit 3.1.
Inleiding
Verkoop van elektriciteit kan op verschillende manieren worden vormgegeven. De meest voorkomende wijze is het verkopen aan een leverancier in een exclusief en alles inbegrepen contract. Dit wil zeggen: de leverancier neemt de elektriciteit af zoals deze wordt aangeleverd en de producent krijgt betaald voor elke MWh die in het net wordt ingevoed. Meestal is dat een vaste prijs per MWh. Eveneens veel voorkomend zijn contracten waarbij de prijs afhankelijk is van het moment van leveren: binnen de piekuren of buiten de piekuren. Vanwege het ‘all-in’ beginsel is het niet mogelijk de vergoeding voor de producent op te delen in de afzonderlijke kosten en baten die met de verkoop gemoeid zijn. De afzonderlijke kosten en opbrengsten van de diverse factoren die bij verkoop van elektriciteit een rol spelen, staan daarentegen juist centraal bij de vorm van inkopen die gebaseerd is op ‘verkopen in eigen beheer’. De exploitant bepaalt bij deze werkwijze zelf op welke markten welke groothandelsproducten worden verkocht, dan wel gekocht. Theoretisch kunnen alle werkzaamheden die nodig zijn om verkopen in eigen beheer te kunnen toepassen door de exploitant zelf worden verricht. Dit vereist echter veel kennis van de markt, maar ook dure en arbeidsintensieve instrumenten als de status van programma verantwoordelijke partij met volledige erkenning, lidmaatschappen van beursen en handelsplatforms, etc. Derhalve worden in de praktijk altijd dienstverleners ingeschakeld. Dit zijn vaak gespecialiseerde bedrijven of bedrijven die zich naast traditionele levering ook richten op leveringscontracten met een ingebouwde ‘handelsfunctie’. Een van de meest voorkomende vormen van een leveringscontract met ingebouwde handelsfunctie wordt vooral door overheidsinstanties toegepast. Bij veel Europese aanbestedingen worden aan leveranciers historische en/of te verwachten afnamepatronen ter beschikking gesteld die leveranciers kunnen gebruiken voor het bepalen van een opslag op een prijsformule gebaseerd op Endex noteringen. De aanbestedende dienst bepaalt zodoende zelf wanneer op de groothandelsmarkt wordt ingekocht en de leverancier berekent zijn kosten om de standaard groothandelscontracten om te zetten in het afname profiel zoals de afnemer dat nodig heeft. De handelsfunctie voor de afnemer beperkt zich echter tot de ‘clickmomenten’. Wijzigen in het afnamepatroon komen voor risico van de leverancier. Ook eventuele mogelijkheden van de afnemer om op bepaalde momenten meer of juist minder af te nemen, worden met dit soort contracten niet of nauwelijks benut. Daarom zijn deze contracten voor veel WKK exploitanten minder geschikt. Dat ze hier toch worden vermeld, heeft uitsluitend ten doel om aan te geven dat het denken in termen van groothandel plus een opslag voor de benodigde diensten als administratie, facturering, programma verantwoordelijkheid, omvormen van groothandelsblokken in het werkelijke afname profiel, etcetera, bij de meeste gemeentes, ziekenhuizen en universiteiten gemeengoed is geworden. Voor de analyse van de back-up kosten voor een WKK zal worden uitgegaan van een situatie waarin de WKK exploitant in feite zelf de rol van leverancier vervult. Dit betekent dat alle mogelijkheden die de markt aan handelaren en leveranciers biedt, ook voor de WKK exploitant beschikbaar zijn. Weliswaar moet de exploitant daarvoor een dienstverlener inschakelen, maar daar staat tegenover dat deze dienstverlener er voor kan zorgen dat de exploitant weinig energie in de verkoop hoeft te stoppen. De benodigde activiteiten kunnen immers worden uitbesteed. De kosten van deze uitbesteding worden in de beschouwing van de kosten back-up meegenomen.
Kosten back-up WKK
7
03 november 2005
SLEA 3.2.
Kosten van ‘verkopen in eigen beheer’
De kosten van de benodigde dienstverlening zal afhangen van de individuele omstandigheden en van de onderhandeling tussen de WKK exploitant en dienstverlener. Partijen zullen daarbij een tariefstructuur nastreven die recht doet aan de aard van het werk: gedeeltelijk een vaste vergoeding, gedeeltelijk een vergoeding per transactie en gedeeltelijk een vergoeding per MWh. Hierbij zal een rol spelen dat het voor 25 MW of meer veel sneller lonend is om bij uitval te zoeken naar alternatieve inkoopmogelijkheden dan bij een 1 MW eenheid. 1 Indicatief kunnen de volgende bedragen worden gehanteerd:
Vaste vergoeding per maand: Vergoeding per MWh voor inkoop Vergoeding per MWh voor verkoop Vergoeding per transactie
1021,50 EUR 0,10 EUR/MWh 0,07 EUR/MWh 50,00 EUR
Voor een 1 MW eenheid is de indicatieve maandvergoeding financieel onhaalbaar. In onderhandeling met de dienstverlener zal dit bedrag waarschijnlijk tot 250 EUR/maand kunnen worden teruggebracht. Voor deze analyse wordt uitgegaan van de volgende opzet van de dienstverlening: 1. De dienstverlener zal de geproduceerde elektriciteit voor de WKK exploitant op de markt verkopen. Daarbij wordt de verkoop zoveel mogelijk gegoten in de standaard OTC contracten basislast en pieklast. 2. Er blijft dan altijd een deel ‘restprofiel’ over. Deze tekorten en overschotten worden op de meest geëigende markt gekocht, dan wel verkocht: OTC en APX voor ‘voorzien niet beschikbaar’. 3. Deze markten zullen ook worden gebruikt bij langdurig ‘onvoorzien niet beschikbaar’, en wel voor dat gedeelte dat als tijdig voorzien kan worden aangemerkt. Op het moment dat bekend is dat een storing lang zal gaan duren kan namelijk pas minimaal na 14 uur en maximaal na 37 uur op de APX worden ingekocht. In deze studie wordt er van uitgegaan dat na 24 uur op de APX gekocht kan worden. 4. Een alternatief voor inkopen op APX is de intraday markt. Deze markt is echter weinig liquide en betrouwbare prijsinformatie is niet beschikbaar. Intraday aanpassingen van productie of consumptie vindt wel op significante schaal plaats. Een sterke aanwijzing hiervoor is het feit dat TenneT slechts zelden langdurig honderden MW opregelt. Bij langdurige uitval van grote eenheden wordt blijkbaar via intraday handel en door aanpassingen in eigen portefeuille compensatie gevonden voor de uitval. In deze studie wordt de intraday markt derhalve niet nader geanalyseerd. Echter, zeker bij uitval van grote eenheden zal de dienstverlener op zoek gaan naar intraday inkoopmogelijkheden en deze benutten, als de verwachting is dat de kosten lager uitvallen dan bij inkopen via de onbalansmarkt. Voor deze studie worden derhalve twee scenario’s gehanteerd: in scenario hoog wordt geen gebruik gemaakt van Intraday en loopt uitval korter dan 24 uur volledig via de TenneT onbalansmarkt zonder dat corrigerende acties plaatsvinden. In scenario laag loopt slechts 1/3 van de uitval korter dan 24 uur volledig via TenneT zonder dat correcties plaatsvinden. In de overige 2/3 van de tijd vindt wel correctie plaats, zij het door TenneT dan wel door de dienstverlener. De onbalanskosten vallen daardoor lager uit dan in scenario hoog.. 5. De overige restanten zullen (op PV-portefeuille niveau) via de TenneT onbalansmarkt worden verrekend. 6. Tenslotte wordt er in deze studie van uit gegaan dat de dienstverlener met uitzondering van de afgesproken fees, alle kosten en opbrengsten doorsluist naar de WKK exploitant. Voor onbalans zal deze verrekening worden gebaseerd op de 1
http://www.erbis.nl/links/download/Energie-inkoop_ONS.ppt#288,19,Vergoedingen structuur
Kosten back-up WKK
8
03 november 2005
SLEA vigerende onbalansprijzen, echter met een correctie ten gunste van de WKK exploitant vanwege het portefeuille voordeel dat de PV partij weet te genereren. 3.3.
Uitgangspunt: APX = OTC
In deze studie wordt uitgegaan van de aanname dat op het moment dat een koop en/of verkoop beslissing moet worden genomen, de toekomstige prijsverwachting voor de APX overeenkomt met de OTC prijsnoteringen. Met andere woorden, het maakt voor deze analyse niet uit of bij voorziene uitval en storingen langer dan 24 uur op de APX wordt gekocht of dat een bilateraal OTC contract wordt gesloten. Achteraf zal telkens blijken dat de uitkomst verschillend is, maar vooraf is niet bekend welk platform de gunstigste prijs biedt. Er wordt verder van uitgegaan dat de WKK exploitant geen prijszekerheid nodig heeft. Het gevolg van die aanname is dat de exploitant niet bereid is een premie te betalen om vooraf te weten wat de kosten voor de back-up elektriciteit zullen worden.
Kosten back-up WKK
9
03 november 2005
SLEA
4.
De back-up kosten voor WKK 4.1.
Uitval voorzien en onvoorzien langer dan 24 uur
In deze studie wordt er van uitgegaan dat bij langdurige onvoorziene uitval van een WKK eenheid, na 24 uur wordt overgegaan op inkopen via de APX. Verder wordt er van uitgegaan dat een extra vraag van 1 MW geen merkbare invloed op de gemiddelde uurprijzen van de APX heeft. Extra inkoop van 25 MW of 80 MW heeft wel enig effect op de uurprijzen die tot stand komen in de periode van extra inkoop. Die invloed is zeker aanwezig in het geval dat via de APX uitval van een 250 MW eenheid moet worden opgevangen. In de markt monitoring van de elektriciteitmarkt die DTe jaarlijks uitvoert, wordt steevast aandacht besteed aan de prijsgevoeligheid van de APX bij toename van de vraag. De onderstaande grafieken zijn afkomstig uit de ‘Marktmonitor, ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor elektriciteit 2004 – 2005 van juli 2005 (pag 19). prijsstijging (%) 200
basislast
5 MW 160
50 MW 500 MW
120
80
40
0 jan 2002
jan 2003
jan 2004
jan 2005
2004
2003
Prijsstijging APX basislast bij extra vraag (bron: DTe)
prijsstijging (%)
piekuren
200 5 MW 160
50 MW 500 MW
120
80
40
0 jan 2002
jan 2003
jan 2004
jan 2005
2004
2003
Prijsstijging APX pieklast bij extra vraag (bron: DTe)
Kosten back-up WKK
10
03 november 2005
SLEA
De gegevens over vraag en aanbod op de APX laten zien dat in de meeste uren het verloop van de curves in het prijsbepalende gedeelte zodanig vlak is, dat extra vraag van 250 MW slechts een geringe prijsverhoging tot gevolg heeft. 80 MW en 25 MW hebben nog minder effect op de uurprijs die tot stand zou zijn gekomen als uitval van een WKK had geleid tot een hogere vraag. De onderstaande grafiek, afkomstig van de APX, geeft een vrij typisch patroon weer. Deze curves laten zien dat als de vraag zodanig hoog is dat de prijs boven de 100 EUR/MWh uit komt, dat in dat geval zelfs een geringe verhoging van de vraag onmiddellijk tot aanzienlijke prijsstijgingen kan leiden.
Loadcurve APX (bron: APX) Op grond van de analyses van DTe en een beschouwing van de ontwikkelingen in de afgelopen maanden, worden in deze studie de in de tabel opgenomen toeslagen op de APX prijs gehanteerd. Deze toeslagen gelden bij een verhoging van de vraag naar elektriciteit op de APX ten behoeve van het opvangen van de uitval van een WKK installatie. Vermogen
Off peak EUR/MWh
Peak EUR/MWh
1 MW APX plus 0,50 APX plus 1,00 25 MW APX plus 1,00 APX plus 2,00 80 MW APX plus 2,00 APX plus 4,00 250 MW APX plus 8,00 APX plus 10,00 Toeslagen op APX prijzen bij extra vraag vanwege uitval De voornoemde toeslagen zijn waarschijnlijk eerder te hoog dan te laag. Sinds oktober 2003 gaan leveranciers en verbruikers veel bewuster om met prijsgedreven flexibiliteit in vraag en aanbod. Diverse bedrijven hebben zich juist gespecialiseerd in het ‘naar de markt brengen’ van afschakelbare vraag en opregelbare productie. De APX wint hierdoor aan robuustheid. Deze ontwikkeling zal nog enige tijd doorgaan. Diverse partijen zijn zelfs voornemens te investeren in regelbaar vermogen om daarmee van prijspieken te kunnen profiteren.
Kosten back-up WKK
11
03 november 2005
SLEA 4.2.
Onvoorziene uitval, de eerste 24 uur
Wanneer een WKK installatie plots uitvalt, dan veroorzaakt deze uitval in de portefeuille van de verantwoordelijke PV partij onbalans. Deze onbalans kan echter geheel of gedeeltelijk worden gecompenseerd door andere ongeplande gebeurtenissen in de betreffende portefeuille. In eerste instantie wordt er in deze studie van uitgegaan alsof de uitval 1 op 1 vanuit de onbalansmarkt gecompenseerd moet worden. In tweede instantie zal worden gecorrigeerd voor het portefeuille effect. Per individueel kwartier beschouwd, lijkt er weinig correlatie te bestaan tussen de APX prijzen en de onbalansprijzen van TenneT. Daarentegen over een langere periode beschouwd, lopen beide markten niet heel erg ver uit elkaar. De volgende grafieken geven de spreiding weer tussen de gemiddelde resultaten van de APX en TenneT onbalansprijs voor partijen die een tekort aan elektriciteit hadden (prijs voor afnemen, ook wel shortage genoemd). De resultaten zijn onderverdeeld per maand en naar de periode piek en off piek. Op dit moment (half oktober 2005) waren de TenneT prijzen voor de maand september nog niet geheel beschikbaar. Derhalve zijn de 2005 resultaten tot en met augustus weergegeven.
APX versus TenneT: 2004 80
70
60
Euro / MWh
50 Data Avg. APX Avg. Afnemen
40
30
20
10
0 O
P 1
O
P 2
O
P 3
O
P 4
O
P 5
O
P
O
6
P 7
O
P 8
O
P 9
O
P 10
O
P
O
11
P 12
Maand O/P
Gemiddelde maandprijzen 2004, piek en off piek voor kopen van APX, resp. TenneT
Kosten back-up WKK
12
03 november 2005
SLEA
APX versus TenneT: 2005 120
100
Euro / MWh
80 Data Avg. APX Avg. Afnemen
60
40
20
0 O
P
O
1
P 2
O
P 3
O
P 4
O
P 5
O
P
O
6
P
O
7
P 8
O
P
O
9
P 10
O
P
O
11
P 12
Maand O/P
Gemiddelde maandprijzen 2005, piek en off piek voor kopen van APX, resp. TenneT
De grafieken tonen dat in de meeste gevallen kopen van TenneT duurder was dan kopen van de APX. Het komt echter ook voor dat in bepaalde periodes kopen van TenneT goedkoper was dan kopen van APX. Het is wel van belang rekening te houden met het feit dat de prijzen van TenneT pas achteraf worden vastgesteld. Partijen die bewust speculeren tussen beide markten, lopen een aanzienlijk risico en zouden in de afgelopen jaren bij een continue speculatie zeker geld hebben verloren. Met continue arbitrage wordt in dit verband bedoeld een langere periode consequent een vaste hoeveelheid kopen van TenneT en verkopen aan de APX. De onderstaande tabel geeft aan hoeveel duurder zo’n partij per MWh uit was geweest.
APX versus TenneT: overzicht gemiddelde prijzen Off peak Periode
APX
Peak TenneT Afnemen
Verschil
APX
TenneT Afnemen
2004 22,16 35,49 13,33 42,28 53,59 laatste 12 mnd 29,56 36,02 6,46 51,94 56,46 2005 32,39 36,58 4,19 54,51 58,46 Overzicht prijzen voor kopen van APX, resp. TenneT en het verschil hiertussen
Verschil 11,31 4,52 3,95
Uit de voorgaande tabel lijkt het alsof de gemiddelde APX prijs en de prijs voor afnemen van TenneT naar elkaar toe groeien. Dit is mogelijk een voorbarige conclusie. Meer voor de hand ligt de aanname dat marktpartijen de risico’s van onbalans anders zijn gaan beoordelen en er eerder voor kiezen om teveel elektriciteit in te voeden dan te weinig. Hierdoor is afnemen ten opzichte van APX relatief goedkoper geworden. Daar tegenover staat het feit dat het prijsverschil tussen verkopen aan APX en verkopen aan TenneT (als ‘invoeden’) groter is geworden. Het prijsverschil tussen verkopen aan TenneT en kopen van TenneT (de spread) bedroeg de afgelopen 20
Kosten back-up WKK
13
03 november 2005
SLEA maanden 11,86 EUR/MWh voor off piek uren en 15,73 EUR/MWh voor piek uren. De volgende grafiek geeft deze spread per maand weer.
Spread afnemen - invoeden 30,00
25,00
EUR/MWh
20,00 off piek
15,00
piek
10,00
5,00
0,00 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 1
2
3
4
5
6
7
8
maand
Maandgemiddelde prijsverschil tussen kopen van TenneT en verkopen aan TenneT (periode 2004 t/m aug 2005) Het is niet ondenkbeeldig dat de huidige zorgvuldigheid waarmee marktpartijen proberen tekorten te voorkomen iets zal afnemen en dat de prijs voor afnemen van TenneT ten opzichte van de APX meer naar het midden van de spread zal bewegen. In deze studie wordt derhalve aangenomen dat de prijs voor afnemen van TenneT in de off piek 6,50 EUR/MWh hoger zal liggen dan de APX prijs en in de piek 8 EUR/MWh. Invloed van uitval WKK op de onbalansprijs De voorgaande analyse is uitgevoerd met behulp van historische prijzen waarbij gemiddelden over langere periodes zijn gebruikt. Indien een WKK installatie uitvalt, kan dat de van toepassing zijnde prijzen beïnvloeden. Voor een 1 MW eenheid is dit effect vrij gering, maar bij uitval van een 25 MW eenheid zal enige invloed optreden. Beïnvloeding van de onbalansprijzen bij uitval van 80 MW en 250 MW eenheden is zo goed als zeker. Uitval van zulke vermogens doet een significant beroep op het opregelvermogen dat TenneT ter beschikking heeft. Om uitspraken te kunnen doen over prijzen die op zo’n een moment van toepassing kunnen zijn, kan gekeken worden naar de diepte van de biedladder waar TenneT over kan beschikken. Door voor elke PTE in de afgelopen jaren de opgetreden onbalans met 80 respectievelijk 250 MW te verruimen en in de biedladder de prijs te selecteren die bij de nieuwe onbalans hoort, kan de onderstaande grafiek worden opgesteld. Hierbij dient in acht te worden genomen dat deze werkwijze slechts een benadering van de situatie is. Immers, biedingen op de biedladder kunnen conditioneel zijn en daardoor niet
Kosten back-up WKK
14
03 november 2005
SLEA beschikbaar. De prijs zou in zo’n geval hoger uitkomen. Anderzijds gaat TenneT in situaties met aanmerkelijke tekorten vaak actief op zoek naar opregelvermogen of reservevermogen. Deze acties resulteren meestal in lagere onbalansprijzen dan op grond van de onderstaande analyse wordt geconcludeerd. Echter, de effecten van acties van TenneT worden pas na een of meerdere PTE’s merkbaar in de prijzen. Hierdoor zijn de onderstaande analyses vooral in situaties waarin langere tijd een 250 MW eenheid onvoorzien niet beschikbaar is, aan de hoge kant. Eveneens dient te worden vermeld dat daar waar het bestaande eenheden betreft er in feite een dubbeltelling optreedt. Gangbare onbalans, veroorzaakt door uitvallen van bestaande grotere eenheden zit immers reeds in de gemiddelde onbalansprijs verwerkt. Omdat de gevolgen van historische uitval worden uitgesmeerd over ruim 35,000 PTE’s – zijnde het aantal kwartieren in één jaar - zal dit effect slechts enkele procenten bedragen en wordt derhalve verwaarloosd. Tenslotte dient nog te worden vermeld dat in deze studie wordt gewerkt met uren vollast equivalenten. In werkelijkheid zal met enige regelmaat op een lager niveau dan vollast worden gedraaid. Dat resulteert enerzijds in een groter aantal uren buiten bedrijf dan gehanteerd in deze studie, maar anderzijds ook tot een geringere beïnvloeding van onbalans en APX prijzen.
Peak prijzen 400
350
300
EURO/MWh
250 APX Peak Shortage Onbalans Peak Surplus Onbalans Peak Shortage Onbalans Peak + 80 MW
200
Shortage Onbalans Peak + 250 MW 150
100
50
0 2002
2003
2004
2005
Toename gemiddelde piekuren onbalansprijzen bij extra vraag (bron: eigen analyse)
Kosten back-up WKK
15
03 november 2005
SLEA Off Peak prijzen 250
200
150 EURO/MWh
APX Off Peak Shortage Onbalans Off Peak Surplus Onbalans Off Peak Shortage Onbalans Off Peak + 80 MW Shortage Onbalans Off Peak + 250 MW
100
50
0 2002
2003
2004
2005
Toename gemiddelde off piekuren onbalansprijzen bij extra vraag (bron: eigen analyse)
Scenario hoog Op grond van de voornoemde analyse worden in deze studie als bovenkant van de kosten onbalans de volgende toeslagen op de APX prijs gehanteerd voor optredende onvoorzien niet beschikbaar korter dan 24 uur. Vermogen
Off peak EUR/MWh
Peak EUR/MWh
1 MW APX plus 6,50 25 MW APX plus 15,00 80 MW APX plus 30,00 250 MW APX plus 170,00 Kosten onbalans; scenario hoog
APX plus 8,00 APX plus 26,50 APX plus 53,00 APX plus 231,00
Scenario laag In scenario hoog wordt geen gebruik gemaakt van mogelijkheden om via de markt, dan wel binnen de portefeuille van de dienstverlener, te zorgen voor alternatieve opwek ter compensatie van de uitval. Daar TenneT maar zelden vele uren achtereen meer dan 200 MW opregelt (zie ook paragraaf 2.1), kan er van worden uitgegaan, dat in de praktijk wel vaak voor compensatie wordt gezorgd..In dit scenario laag wordt er derhalve van uitgegaan dat de dienstverlener op zoek zal gaan naar een intraday transactie, als verwacht wordt dat de uitval langer dan twee uur duurt, zeker als die uitval tijdens kantooruren plaats vindt. Daarbij is aangenomen dat slechts in 1/3 van het aantal uren onvoorziene uitval korter dan 24 uur, de volle toeslag moet worden betaald en in de overige uren ‘slechts’ de toeslag van de lagere vermogensklasse. Deze benadering resulteert in de volgende toeslagen.
Kosten back-up WKK
16
03 november 2005
SLEA Vermogen
Off peak EUR/MWh
Peak EUR/MWh
1 MW APX plus 6,50 25 MW APX plus 9,30 80 MW APX plus 20,00 250 MW APX plus 76,70 Kosten onbalans; scenario laag
APX plus 8,00 APX plus 14,20 APX plus 35,30 APX plus 112,30
Portefeuille effect Onbalans veroorzaakt door uitval van een WKK installatie zal in de meeste gevallen slechts gedeeltelijk door inkoop bij TenneT moeten worden afgedekt. Alleen in de situatie dat de betreffende programmaverantwoordelijke geen andere aansluitingen in zijn portefeuille heeft dan de beschouwde WKK installatie, zal de TenneT prijs onverkort van toepassing zijn. Deze situatie doet zich in Nederland echter niet voor. Er zal dus altijd een deel van de individuele onbalans worden gecompenseerd door de tegenovergestelde positie van de rest van de portefeuille van de PV partij. De omvang van dit effect is afhankelijk van de omvang en de aard van de portefeuille van de betreffende PV partij. De kans op voordeel wordt vooral beïnvloed door de fluctuaties van de afname en invoeding van de aansluitingen (naast de fluctuerende profielen ten gevolge van afwijkingen in MCF’s van bepaalde netgebieden). Overigens leidt het samenvoegen van portefeuilles - meer aansluitingen bij elkaar - niet per definitie tot een (groter) voordeel, zeker wanneer meerdere partners betrokken zijn bij de samenvoeging. De reden is dat de beheerskosten voor de samengevoegde portefeuilles ook toenemen. Als de rest van de portefeuille van de betreffende PV partij een tekort heeft en de WKK installatie valt uit, dan is er geen sprake van voordeel. In het geval de rest van de portefeuille daarentegen een overschot heeft en de WKK valt uit, dan is de netto onbalanspositie van de PV partij het verschil tussen het eigen overschot en het tekort veroorzaakt door de uitval van de WKK. Bij een portefeuille die fluctueert met plus of min 25 MW valt de 1 MW of wel of niet weg tegen de portefeuille onbalans. Voor de 25 MW WKK geldt dit alleen als deze fictieve PV portefeuille een maximaal overschot vertoont. De 80 MW en 250 eenheden zullen in deze situatie echter nooit meer dan 25 MW overschot kunnen compenseren. De beschouwde PV partij zal in dit geval altijd tussen de 55 en 80 MW, respectievelijk 225 tot 250 MW bij TenneT moeten inkopen. Bij de allergrootste PV partijen is het portefeuille effect naar alle waarschijnlijkheid substantieel groter dan bij kleine PV partijen. Overigens treden er in fysiek opzicht geen lagere systeemkosten op als grote WKK eenheden zich aansluiten bij grote PV partijen, de totale kosten worden slechts anders verdeeld. Voor deze studie is uitgegaan van indicaties van portefeuillevoordelen zoals die door enkele relatief grote dienstverleners worden gehanteerd. De opgegeven indicaties zijn vervolgens ten behoeve van deze studie neerwaarts aangepast. Dit wordt gedaan vanwege het feit dat het werkelijke voordeel pas achteraf zal blijken en dus lager uit kan vallen dan verwacht. Vermogen
Indicatie korting op onbalanskosten
Aanname voor deze studie
1 MW 40% 25 MW 22% 80 MW 20% 250 MW 10% Portefeuille voordeel onbalanskosten
Kosten back-up WKK
17
30% 18% 15% 7%
03 november 2005
SLEA 4.3.
Opslag op APX voornamelijk absoluut
De opslag op de APX als weergave van de kosten voor back-up WKK is in belangrijke mate absoluut van aard. Dat geldt zeker voor de onbalansprijzen van rond de 200 EUR/MWh. Naar alle waarschijnlijkheid wordt bij het bereiken van deze prijsniveaus zogenaamd gecontracteerd regelvermogen ingezet. De exacte inhoud van deze contracten is vertrouwelijk, maar de onderstaande plotgrafiek laat zien dat er duidelijke lijnen te onderscheiden zijn. Deze lijnen wijzen op het regelmatig afroepen van biedingen door TenneT met prijzen als APX plus 185 EUR/MWh. Ook bij de lagere onbalansprijzen zijn duidelijke lineaire verbanden tussen de APX prijs en de bijbehorende onbalansprijzen zichtbaar. De kosten van de dienstverlening, zoals verondersteld in deze studie, zijn eveneens onafhankelijk van de APX prijzen.
TenneT versus APX 2004 300,00
250,00
TenneT (EUR/MWh)
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00 0
10
20
30
40
50
60
-50,00 APX (EUR/MWh)
TenneT gerealiseerde onbalansprijzen afgezet tegen op datzelfde moment gerealiseerde APX
4.4.
Codewijziging tweezijdig regelen
Door de codewijziging die op 26 oktober 2005 is ingegaan zal het aantal malen dat de onbalansprijs volgens de zogenaamde status 2 wordt bepaald (tweezijdig regelen), aanzienlijk afnemen. Deze afname zal vooral optreden in de ‘ochtend spits’. Deze uren kennen in het algemeen hoge onbalansprijzen. Status 2 zorgt voor een grote spread tussen kopen van TenneT en verkopen aan TenneT en kost de PV partijen daardoor veel geld. De codewijziging zal derhalve een aanmerkelijke bijdrage gaan leveren aan het reduceren van de onbalanskosten. Gelijktijdig zal de codewijziging er ook voor zorgen dat het portefeuille voordeel afneemt. Immers, vooral tijdens status 2 kwartieren biedt het grote voordelen portefeuilles te bundelen. Voor de bepaling van de kosten van back-up voor WKK zal de afname van de kosten onbalans veel zwaarder wegen dan de nadelen van het verminderen van de PV portefeuille voordelen. Indien de nieuwe regels worden toegepast op de historische situatie in de eerste helft van het jaar 2005, dan blijkt dat het aantal PTE’s met regeltoestand 2 met ruim 30% afneemt. De spread tussen kopen van TenneT en verkopen aan TenneT zou ook met ruim 30% afnemen. Door deze verbetering zullen vooral de algemene kosten onbalans lager worden, evenals de kosten back-up
Kosten back-up WKK
18
03 november 2005
SLEA voor de 1 MW en 25 MW eenheden. De 80 MW en 250 MW eenheden zullen in mindere mate van de code wijziging profiteren, omdat uitval van zulke vermogens een grote invloed uitoefent op de status van de regeltoestand. Het is namelijk weinig waarschijnlijk dat bij uitval van een 250 MW eenheid, TenneT meerdere kwartieren zowel op als afregelt. De effecten van de codewijziging zijn niet gekwantificeerd in de berekening van de kosten backup WKK omdat de effecten op de combinatie onbalanskosten en portefeuillevoordelen nog te onzeker zijn. Dit betekent dat de kosten back-up enigszins te hoog zijn ingeschat. Daar staat echter tegenover dat de portefeuille voordelen substantieel afnemen als tweezijdig regelen minder voorkomt. Let wel, de codewijziging leidt vooral tot een andere verdeling van kosten. TenneT sluist de inkomsten die verworven worden tijdens regeltoestand 2, door naar alle verbruikers via een verlaging van het tarief voor systeemdiensten. 4.5.
De standaardsituaties
De kosten van back-up voor WKK installaties is onderzocht in de onderstaande standaard situaties: Vermogen
Bedrijfstijd
Piek
Uitval onvoorzien
Uitval voorzien
MW
(uren vollast)
%
%
%
1 3500 65,0 25 6800 53,9 4,9 5,2 80 6700 54,7 250 5900 62,2 Standaardsituaties voor WKK (opgave MinEZ op basis Quick Scan door Jacobs Consulancy, jan 2005) Uit de berekeningen in paragraaf 4.3 blijkt dat vooral de onvoorziene uitval korter dan 24 uur gepaard kan gaan met relatief hoge kosten. De percentages onvoorziene uitval zijn echter niet gedifferentieerd naar vermogensklasse of gebruikskarakteristiek (met name afhankelijkheid warmtevragend proces). Om toch een indicatie te geven voor de verschillen in kosten naar gebruikskarakteristiek zijn de voorgaande basisaannamen nader uitgewerkt in twee standaardsituaties: • Situatie 1: een relatief hoog aantal uren onvoorziene uitval valt in de categorie ‘korter dan 24 uur storingen’. Hierbij wordt verondersteld dat de afhankelijkheid van het warmtevragend proces leidt tot relatief veel kortdurend onvoorzien niet beschikbaar. • Situatie 2: een relatief laag aantal uren onvoorziene uitval valt in de categorie ‘korter dan 24 uur storingen’. Hierbij wordt verondersteld dat de gehanteerde verdeling van de uitval meer overeenkomt met de karakteristieken van de uitval van een installatie die uitsluitend elektriciteit opwekt. De situaties 1 is als volgt nader uitgewerkt. Vermogen Uitval onvoorzien aantal stops
MW
Off Peak Peak uren uren 1 60 111 10 25 154 180 10 80 149 180 10 250 109 180 10 Situatie 1: relatief veel uren kortdurende storing
Kosten back-up WKK
19
uren storing korter dan 24h
uren storing langer dan 24h
Off peak
Peak
Off peak
Peak
48 48 48 48
92 92 92 92
12 106 101 61
19 88 88 88
03 november 2005
SLEA De situatie 2 is als volgt nader uitgewerkt. Vermogen
Uitval onvoorzien
aantal stops
MW
Off Peak Peak uren uren 1 60 111 10 25 154 180 10 80 149 180 10 250 109 180 10 Situatie 2: relatief veel uren langdurende storing
uren storing korter dan 24h
uren storing langer dan 24h
Off peak
Peak
Off peak
Peak
24 24 24 24
46 46 46 46
36 130 125 85
65 134 134 134
Voor voorziene uitval is de nadere uitwerking voor beide situaties als volgt. Vermogen MW
Uitval voorzien Off Peak Peak uren uren
1 64 25 127 80 163 250 163 Situatie 1 en 2: voorziene uitval
4.6.
aantal stops
118 191 191 191
10 10 10 10
Berekening van de kosten back-up
Kosten onvoorziene uitval duur korter dan 24 uur De voornoemde nader uitgewerkte standaardsituaties in combinatie met de aannamen voor kosten die worden gemaakt bij verkoop in eigen beheer, resulteren in de onderstaande kosten. De totale kosten per MWh zijn berekend door het bedrag per jaar te delen door de som van het geproduceerde volume, plus het via APX en TenneT ingekochte volume. Situatie 1; scenario hoog MW EUR/jaar
EUR/ MWh
Situatie 2; scenario hoog EUR/jaar
Situatie 1; scenario laag
EUR/ MWh
1 734 0,190 367 0,095 25 64.739 0,346 32.370 0,173 80 429.488 0,728 214.744 0,364 250 6.838.290 4,211 3.419.145 2,105 Kosten onvoorziene uitval korter dan 24 uur
EUR/jaar 734 35.902 286.325 3.258.410
EUR/ MWh
Situatie 2; scenario laag EUR/jaar
0,190 367 0,192 17.951 0,485 143.163 2,006 1.629.205
EUR/ MWh 0,095 0,096 0,243 1,003
Kosten voorziene uitval plus onvoorziene uitval duur langer dan 24 uur
Kosten back-up WKK
20
03 november 2005
SLEA De voornoemde nader uitgewerkte standaardsituaties in combinatie met de aannamen voor kosten die worden gemaakt bij verkoop in eigen beheer, resulteren in de onderstaande kosten. De totale kosten per MWh zijn berekend door het bedrag per jaar te delen door de som van het geproduceerde volume, plus het via APX en TenneT ingekochte volume. Situatie 1; scenario hoog MW EUR/jaar
EUR/ MWh
Situatie 2; scenario hoog EUR/jaar
Situatie 1; scenario laag
EUR/ MWh
EUR/jaar
Situatie 2; scenario laag
EUR/ MWh
1 747 0,194 812 0,211 747 0,194 25 22.542 0,120 25.617 0,137 22.542 0,120 80 135.220 0,229 154.340 0,262 135.220 0,229 250 1.063.072 0,655 1.227.822 0,756 1.063.072 0,655 Kosten voorziene uitval plus onvoorziene uitval langer dan 24 uur
EUR/ MWh
EUR/jaar 812 25.617 154.340 1.227.822
0,211 0,137 0,262 0,756
Kosten dienstverlening De kosten voor de dienstverlening zijn in belangrijke mate te beschouwen als vaste kosten. Omgerekend naar de volumes is het aantal storingen slechts van geringe invloed, daar slechts 50 EUR voor de administratieve handeling wordt berekend. Een uitzondering hierop is de 1 MW eenheid. Gezien het geringe volume van een 1 MW eenheid is het aantal stops waarbij op de OTC markt wordt ingekocht wel relevant. In de praktijk zal daarom slechts in uitzonderlijke omstandigheden worden overgegaan tot expliciete transacties. Vermogen Dienstverlening algemeen MW service fee
transactie fee
1 3.000 245 25 12.258 11.900 80 12.258 37.520 250 12.258 103.250 Kosten dienstverlening in situatie 1
Dienstverlening uitval vast
variabel 550 550 550 550
21 1.367 4.294 11.398
Totaal EUR/jaar 3.816 26.075 54.622 127.456
EUR/MWh 0,990 0,139 0,093 0,078
Kosten totaal De beide kostenposten tezamen, in combinatie met de vaste vergoeding voor de dienstverlening, resulteren in het onderstaande totaaloverzicht. De totale kosten per MWh zijn berekend door het bedrag per jaar te delen door de som van het geproduceerde volume, plus het via APX en TenneT ingekochte volume.
Kosten back-up WKK
21
03 november 2005
SLEA Situatie 1; scenario hoog MW EUR/jaar
EUR/ MWh
Situatie 2; scenario hoog EUR/jaar
Situatie 1; scenario laag
EUR/ MWh
EUR/jaar
1 5.304 1,376 5.002 1,298 5.304 25 113.531 0,607 84.236 0,450 84.694 80 619.890 1,050 424.266 0,719 476.727 250 8.030.568 4,945 4.776.173 2,941 4.450.688 Kosten back-up WKK totaal; inclusief kosten dienstverlening
Situatie 2; scenario laag
EUR/ MWh
EUR/jaar
1,376 0,452 0,808 2,741
5.002 69.818 352.685 2.986.233
EUR/ MWh 1,298 0,373 0,598 1,839
De kosten weergegeven per vermogensklasse 1 MW
Scenario hoog
Scenario laag
(EUR/MWh) situatie 1 1,376 1,376 situatie 2 1,298 1,298 Overzicht kosten 1 MW eenheid (scenario hoog is gelijk aan scenario laag) 25 MW
Scenario hoog
Scenario laag
(EUR/MWh) situatie 1 0,607 0,452 situatie 2 0,450 0,373 Overzicht kosten 25 MW eenheid 80 MW
Scenario hoog
Scenario laag
(EUR/MWh) situatie 1 1,050 0,808 situatie 2 0,719 0,598 Overzicht kosten 80 MW eenheid
250 MW
Scenario hoog
Scenario laag
(EUR/MWh) situatie 1 4,945 2,741 situatie 2 2,941 1,839 Overzicht kosten 250 MW eenheid
Kosten back-up WKK
22
03 november 2005
SLEA
5.
Samenvatting en conclusies
Ten opzichte van de prijsnoteringen op de groothandelsmarkt, zoals bijvoorbeeld worden weergegeven door ENDEX, heeft de elektriciteit uit fysieke installaties een afwijkende waarde. Wordt elektriciteit door middel van standaardcontracten verkocht, dan zal een WKK exploitant in het algemeen kosten maken om de leververplichting te kunnen nakomen op die momenten dat de eigen installatie voorzien of onvoorzien niet beschikbaar is. De omvang van deze kosten hangt sterk af van de omvang van de installatie en het aantal storingsuren dat zich voordoet. Daarbij zijn het vooral de kortdurende storingen die relatief veel geld kosten. De ontbrekende elektriciteit moet immers door de PV-partij van de WKK exploitant deels bij TenneT worden ingekocht. Daarbij neemt het deel in te kopen bij TenneT sterk toe als de omvang van de installatie toeneemt. In deze studie zijn de kosten voor back-up WKK berekend in een aantal standaardsituaties. Daarbij zijn twee verschillende situaties gehanteerd voor het aantal uren kortdurend onvoorzien niet beschikbaar. Eveneens is voor de hoogte van de kosten van de onbalansprijzen gewerkt met twee scenario’s. In het hoge scenario is er vanuit gegaan dat de uitval 100% invloed uitoefent op de vigerende onbalansprijs voor zolang de kortdurende uitval duurt. In het lage scenario wordt slechts in 1/3 van de betreffende uren een volledige invloed op de onbalansprijzen uitgeoefend en is de invloed in de overige uren gematigd. Voor een 1 MW installatie kan er in belangrijke mate van worden uitgegaan dat de gemiddelde onbalansprijs voor kopen van TenneT, ook de relevante onbalansprijs voor kortdurende storingen vormt. Daarbij geldt wel dat de PV partij een portefeuille voordeel geniet. Bij het bepalen van de kosten van back-up WKK is in deze studie van uit gegaan dat deze voordelen voor het grootste deel aan de exploitant wordt terug betaald. De exploitant betaalt immers voor de dienstverlening volgens het concept ‘verkopen in eigen beheer’, waarbij de dienstverlener voornamelijk administratieve handelingen verricht ten behoeve van de exploitant. Voor een kleine eenheid vormen deze vaste kosten per maand en vaste kosten per transactie echter een relatief hoge kostenpost. Uitgedrukt in EUR/MWh totale verkoop lopen de kosten voor back-up voor een 1 MW eenheid uiteen van (afgerond) 1,30 tot 1,38 EUR/MWh. Uitval van een 25 MW eenheid brengt een grotere kans mee dat de betreffende uitval invloed uitoefent op de APX en onbalansprijzen die van toepassing zijn tijdens de uitval. Hierdoor zijn de kosten voor back-up elektriciteit hoger. Anderzijds zijn de kosten voor de dienstverlening per MWh beduidend lager dan voor een 1 MW eenheid. Uitgedrukt in EUR/MWh totale verkoop lopen de kosten voor back-up voor een 25 MW eenheid uiteen van (afgerond) 0,37 tot 0,61 EUR/MWh. Een 80 MW eenheid zal bij uitval nog meer invloed uitoefenen op de hoogte van de onbalans- en APX prijzen. Uitgedrukt in EUR/MWh totale verkoop lopen de kosten voor back-up voor een 80 MW eenheid uiteen van (afgerond) 0,60 tot 1,05 EUR/MWh. Een 250 MW eenheid zal bij uitval altijd de onbalansprijzen significant beïnvloeden en ook op de APX hogere prijzen tot stand laten komen. Het effect op de APX is echter vele malen kleiner dan het effect op de onbalansmarkt. Dit vanwege de omvang en liquiditeit van APX die vele malen groter is dan op de onbalansmarkt. De schatting van de kosten voor back-up zijn dan ook vooral voor een 250 MW eenheid sterk afhankelijk van het aantal uren dat elektriciteit door de PV partij bij TenneT moet worden betrokken. Onder de aannames in deze studie en uitgedrukt in EUR/MWh totale verkoop, lopen de kosten voor back-up voor een 250 MW eenheid uiteen van (afgerond) 1,84 tot 4,95 EUR/MWh. Alle voornoemde bedragen gelden als meerkosten op de gemiddelde APX uurprijzen. De exploitant draagt derhalve zelf het risico dat APX prijzen hoger of lager uitvallen als de prijs waarvoor de elektriciteit is verkocht.
Kosten back-up WKK
23
03 november 2005
SLEA
Lijst met afkortingen en gehanteerde begrippen
Leverancier: partij die op de aansluiting van WKK exploitant elektriciteit koopt en/of verkoopt APX: Amsterdam Power Exchange; een beurs waar elektriciteit wordt verhandeld voor levering in een bepaald uur de volgende dag. MCP: Market Clearing Price: de uurprijs op de APX MCF: Meet correctie factor, een getal waarmee de vooraf geprofileerde consumptie van een categorie kleinverbruikers per PTE wordt gecorrigeerd. MinEZ: Ministerie van Economische Zaken OTC: Over the counter: bilaterale handel die niet via een beurs verloopt PTE: programma tijd eenheid (eng: unit); de tijdseenheid waarover onbalans wordt verrekend, zijnde een klokkwartier. PV partij: een bedrijf met een door TenneT toegekende status van programma verantwoordelijke partij TenneT: transmissie en system operator; de landelijke netbeheerder; beheerd onder andere een onbalans verreken systeem heeft opgezet op basis van eenzijdige veilingen voor iedere PTE
Kosten back-up WKK
24
03 november 2005
