Niet-vertrouwelijk
Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS
STUDIE (F)160526-CDC-1513
over
“de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2015”
gemaakt met toepassing van artikel 23, § 2, tweede lid, 2° en 19°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt.
26 mei 2016
INHOUDSOPGAVE VOORAF ............................................................................................................................... 4 EXECUTIVE SUMMARY ....................................................................................................... 5 WERKING VAN DE GROOTHANDELSMARKT VOOR DE ELEKTRICITEIT ........................ 9 I.
Inleiding........................................................................................................................ 9
II.
Elektriciteitsproductie ..................................................................................................16
III.
II.1
Types centrales ......................................................................................................16
II.2
Productiecapaciteit van de centrales en de geproduceerde energie .......................29
II.3
Geplande en niet-geplande stilstanden van productie-eenheden (Outages) ...........35
Elektriciteitsafname .....................................................................................................40 III.1 Evolutie van het elektriciteitsverbruik ......................................................................41 III.2 Evolutie van het elektriciteitsverbruik in functie van de weersomstandigheden .......46 III.3 Gebruiksprofiel en impact van zonnepanelen .........................................................48 III.4 Geïnstalleerd vermogen aan offshore en onshore windenergie ..............................55
IV.
Uitwisseling van elektriciteit .........................................................................................62 IV.1 Kortetermijnmarkt ...................................................................................................62 IV.1.1 Belpex Dagmarkt (Belpex DAM) ......................................................................62 IV.1.2 Continue intraday markt (Belpex CIM) .............................................................87 IV.2 Langetermijnmarkt ..................................................................................................90 IV.2.1 Futures prijzen in vergelijking met de Belpex dagmarkt....................................90 IV.2.2 Futures prijzen in de CWE-regio ......................................................................94 IV.2.3 Prijsverschillen van de baseload year-ahead futures op de elektriciteitsmarkt van de CWE-regio ..................................................................................................96
V.
Interconnecties ..........................................................................................................100 V.1
Algemeen overzicht ..............................................................................................100
V.2
Capaciteit .............................................................................................................102
V.2.1 Fysische capaciteit.........................................................................................102
Niet-vertrouwelijk
2/171
V.2.2 Commerciële capaciteit ..................................................................................102 V.3
Veiling van langetermijncapaciteit .........................................................................105
V.3.1 Veiling van jaarcapaciteit ...............................................................................106 V.3.2 Veiling van maandcapaciteit ..........................................................................107 V.4
Gebruik van de interconnectiecapaciteit ...............................................................113
V.4.1 Fysisch gebruik ..............................................................................................113 V.4.2 Commercieel gebruik (nominaties) .................................................................117 V.4.3 Fysisch versus commercieel gebruik..............................................................129 V.4.4 Impact van de nucleaire capaciteit op de invoer en de STEG’s ......................130 V.4.5 Congestierentes op dagbasis .........................................................................135 VI.
Balancing ..................................................................................................................138
VII.
Conclusies.................................................................................................................155
WOORDENLIJST ...............................................................................................................157 LIJST VAN AFKORTINGEN ...............................................................................................160 LIJST VAN VERMELDE WERKEN.....................................................................................163 LIJST VAN FIGUREN.........................................................................................................164 LIJST VAN TABELLEN ......................................................................................................170
Niet-vertrouwelijk
3/171
VOORAF In deze studie onderzoekt de COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in de periode van 1 januari 2015 tot en met 31 december 2015. Sinds 2007 realiseert de CREG elk jaar een dergelijke studie. Deze studie beoogt informatie te geven aan alle belanghebbenden over een aantal belangrijke aspecten van de Belgische elektriciteitsmarkt, waaronder de interconnecties met het buitenland, de verhandeling van elektriciteit op de elektriciteitsbeurzen, de productie, het verbruik en de balancing. Er wordt zoveel mogelijk een historiek gegeven van de laatste 9 jaren (2007-2015). Het jaar 2007 wordt nog steeds in deze studie opgenomen omdat dit het jaar is dat voorafgaat aan de financiële en economische crisis(sen) van de onderzoeksperiode. Zo krijgt de lezer een beter inzicht in de evolutie van de groothandelsmarkt voor elektriciteit. Deze studie bestaat uit vijf hoofdstukken: 1. het eerste betreft de elektriciteitsproductie; 2. het tweede richt zich meer specifiek op de elektriciteitsafname; 3. het derde gaat over de verhandeling van elektriciteit op de markten; 4. het vierde analyseert de interconnecties tussen België en de buurlanden; 5. het vijfde en laatste hoofdstuk behandelt de balancing. Een Executive Summary gaat vooraf aan de vijf bovengenoemde hoofdstukken en ze worden gevolgd door een samenvatting. Enkele conclusies worden getrokken aan het einde van deze studie. De lezer vindt aan het einde van het document een verklarende woordenlijst, de belangrijkste gebruikte afkortingen, een lijst van geciteerde werken alsook een overzicht van de afbeeldingen en tabellen in deze studie. Het Directiecomité van de CREG heeft deze studie goedgekeurd op zijn vergadering van 26 mei 2016.
Niet-vertrouwelijk
4/171
EXECUTIVE SUMMARY De studie gaat over de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015. Dit is de elektriciteitsmarkt waarop de aan- en verkoop van energie gebeurt vóór de levering aan de eindgebruikers, hetzij particulieren hetzij bedrijven. Met het oog op een beter begrip van de marktontwikkelingen in 2015 wordt in deze studie vaak een langere periode beschouwd die loopt van 2007 tot 2015 en die we de ‘verslagperiode’ noemen. De balans van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015 kan niet worden opgemaakt zonder rekening te houden met alle 'incidenten' op nucleaire installaties van 2012 tot 2015. In dit verband werden in 2014 en 2015 verschillende maatregelen genomen, waaronder de oprichting van een strategische reserve in 2014, waarvan de middelen nog werden versterkt in 2015 en de invoering van een onevenwichtstarief van 4.500 €/MWh als er een structureel tekort ontstaat.
I.
Productie
De totale productie in 2015 in de regelzone van Elia wordt geschat op 54,6 TWh tegenover 59,5 TWh in 2014, hetzij een vermindering van 8,1% in één jaar. Het marktaandeel van Electrabel voor de energie geproduceerd in België bedroeg in 2015 64,8%, terwijl het in 2007 nog 86,2% bedroeg. Ondanks deze daling blijft de productiemarkt nog heel sterk geconcentreerd. De kerncentrales hebben 24,8 TWh geproduceerd in 2015 (45,9 TWh in 2007), het laagste niveau van de negen bestudeerde jaren. Sinds 2012 hebben de Belgische kerncentrales herhaaldelijk ernstige problemen gekend. Ondanks deze uitzonderlijke situatie bedraagt het aandeel van de nucleaire productie nog 45,4% als gevolg van meerdere elementen zoals de totale daling van de productie in België en de dalende elektriciteitsafname. De gezamenlijke productie van de gas- en steenkoolcentrales bedraagt 21,0 TWh in 2015, dit is een stijging van 8,4% ten opzichte van 2014. Andere energiebronnen hebben voor 16,1% bijgedragen tot de productie van elektriciteit.
Niet-vertrouwelijk
5/171
II.
Elektriciteitsafname
De elektriciteitsafname in de Elia-regelzone bedraagt 77,2 TWh in 2015, of ongeveer evenveel als in 2014. Hiermee ligt de elektriciteitsafname in 2015 op het laagste niveau van de verslagperiode. In het algemeen stelt de CREG een dalende trend van de elektriciteitsafname vast en vooral van het maximale afgenomen vermogen dat in 2015 nog slechts 12.634 MW bedraagt. De niet-stuurbare decentrale productie, zoals de productie van zonnepanelen, wordt door de CREG beschouwd als een negatief verbruik. De impact van de productie van zonneenergie op het verbruik wordt steeds belangrijker (3,0 TWh in 2015). In 2015 hebben de 3 offshore windparken samen 2,5 TWh in het transmissienet geïnjecteerd, dit komt overeen met een stijging van 18,5% ten opzichte van 2014. Wanneer de totale geschatte onshore en offshore productie worden samengeteld, bedraagt de windenergieproductie 5,0 TWh in 2015, dit is een stijging van 16,8% ten opzichte van 2014.
III.
Uitwisseling van elektriciteit
Het jaargemiddelde van de elektriciteitsprijs in de CWE-regio vertoont een divergerende trend, met een prijsstijging in België en Frankrijk, en een daling in Nederland en Duitsland. In 2015 heeft de Belgische biedzone de hoogste prijs in de regio. De onbeschikbaarheid van het nucleaire productiepark kan verklaren dat de day-ahead marktprijs in België gedurende 42% van de tijd divergeert van die van de buurlanden, terwijl dit de voorbije jaren maximaal slechts voor 5% van de tijd was. De marktresiliëntie van de Belpex dagmarkt is sterk gedaald ten opzichte van 2014 en dit vooral door extreme prijspieken geobserveerd in september en oktober 2015. Het totale verhandelde volume op de Belpex dagmarkt bereikt opnieuw een record (23,7 TWh) met een stijging van commerciële invoer tot 14 TWh. De totale waarde van verhandelde contracten stijgt ook tot een nieuw record (>1 miljard euro). Smart orders, ingevoerd in februari 2014, vertegenwoordigen een groeiend aandeel van deze contracten: het aangeboden volume via smart orders is groter dan dat aangeboden via block orders. Het verhandelde volume op de intraday markt daalt licht in 2015 tot 642,9 GWh. De gemiddelde elektriciteitsprijs op de langetermijnmarkt ligt hoger naarmate de contractuele periode langer is.
Niet-vertrouwelijk
6/171
IV.
Interconnecties
In 2015 bedraagt de gemiddelde commercieel beschikbare interconnectiecapaciteit van de Belgische regelzone 3.492 MW voor de invoerrichting en 3.213 MW voor de uitvoerrichting. De commerciële netto-invoer naar België bedraagt in 2015 gemiddeld 2.398 MW, hetgeen overeenkomt met een totale commerciële netto-invoer van 23,7 TWh doorheen het jaar. Dit is een absoluut record in de beschouwde periode en een toename met maar liefst 25% ten opzichte van 2014, het vorige recordjaar. Net zoals in 2014 werd de onbeschikbaarheid van meerdere nucleaire centrales in 2015 grotendeels opgevangen door bijkomende invoer van elektriciteit. Het lijkt er echter op dat een vermindering
in
nucleaire
productie
meer
en
meer
door
STEG-centrales
wordt
gecompenseerd, aangezien de invoer van elektriciteit de fysische limieten van de interconnectiecapaciteiten dichter benaderde. De introductie van het flow-based marktkoppelingssysteem tussen de landen van de CWEregio, op 20 mei 2015, was een belangrijk moment voor het Belgische elektriciteitsnet en de interconnecties met de buurlanden. Vanaf 21 mei valt op dat de beschikbare interconnectiecapaciteit intensiever en efficiënter gebruikt wordt. De congestierentes, die een goede maat vormen voor de prijsconvergentie tussen België en de buurlanden, blijven met €107,9 miljoen op een hoog niveau, ondanks de daling ten opzichte van het recordjaar 2014.
V.
Balancing
In 2015 is de totale geactiveerde energie van de reservemiddelen, zonder deelname aan de IGCC (International Grid Control Cooperation), in vergelijking met 2014 licht gestegen tot 0,8 TWh. De secundaire reserve voor het opregel- en afregelvermogen is ongeveer 4% van de tijd verzadigd. De aandelen van de contractuele tertiaire reserves en inter-TSO-reserves blijven verwaarloosbaar wat de geactiveerde volumes betreft. De CREG is van mening dat er, wat demand response betreft, nog een groot potentieel is in de Elia-regelzone.
Niet-vertrouwelijk
7/171
De activatie van onderbreekbare klanten is vrij uitzonderlijk en het afgeschakelde volume per gebeurtenis en het gemiddeld aantal uren per afschakelgebeurtenis is eveneens relatief beperkt. Sinds er in 2012 werd overgeschakeld naar een “single marginal price” lag de volatiliteit van de tarieven voor positieve en negatieve onevenwichten erg dicht bij elkaar aangezien de waarde van de prikkel sindsdien enkel het verschil bepaalde. Terwijl 2014 werd gekenmerkt door een forse daling van de volatiliteit van de onevenwichtstarieven (een daling die nog groter was dan die van de prijs van de Belpex DAM), zijn de volatiliteiten in 2015 aanzienlijk gestegen tot bijna de waarden van 2013 (voor de onevenwichtstarieven) of zelfs hoger (voor de prijs van de Belpex DAM). Een onevenwichtsprijs van -100 €/MWh of minder werd in 2014 minder vaak bereikt dan in 2013 en werd in 2015 minder vaak bereikt dan in 2014. De maanden december van 2012 en 2013 zijn erg verrassend, rekening houdend met het feit dat de zonneproductie laag was en dat meerdere perioden tijdens de kerstvakantie vielen (na 21 december). De gegevens van december 2014 en 2015 bevestigen deze trend niet. Dit fenomeen kan gedeeltelijk worden verklaard door de vele onbeschikbaarheden van het Belgische nucleaire park in 2014 en 2015.
Niet-vertrouwelijk
8/171
WERKING VAN DE GROOTHANDELSMARKT VOOR DE ELEKTRICITEIT I.
Inleiding
a)
De Energiemarkt De elektriciteitsmarkt evolueert niet geïsoleerd en er zijn vele parameters die er een
impact op hebben. In de periode van 1 januari 2007 tot 31 december 2015 is de "energiewereld" behoorlijk geëvolueerd. Figuur 1 hieronder toont de, soms aanzienlijke, wijzigingen van de prijzen van drie belangrijke soorten energie. 100
€/baril
€/MWh
100
94 90
87
90
90
85 82
80
80
70
70 63
60
65 60
60
57 55
50
50
42 40
43
40 36
35
30 32
30
31
30
36 30
27 20 16
15 10
20 16 10
9 0
0
Belpex DAM
APX TTF DAM
Brent 1 Month Ahead
Figuur 1 : Evolutie van de prijzen voor elektriciteit (€/MWh), gas (€/MWh) en aardolie (€/baril) van 2007 tot 2015 Bronnen: Belpex, ICE ENDEX en berekeningen CREG
Niet-vertrouwelijk
9/171
b)
De Belgische elektriciteitsmarkt De CREG heeft bijna alle gegevens1 van deze studie gekregen van de
transmissienetbeheerder (hierna TNB en/of Elia) en van de beurs Belpex; ze heeft deze vervolgens verwerkt door er soms bijkomende informatie aan toe te voegen, met vermelding van de bron van de gegevens en de uitgevoerde berekeningen onderaan de tabellen en de figuren. Deze studie richt zich op de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015. De groothandelsmarkt stemt overeen met de elektriciteitsmarkt waarop de in- en verkoop van energie wordt verhandeld alvorens geleverd te worden aan de eindgebruikers: particulieren of bedrijven. Hoewel de over-the countermarkt (OTC-markt) deel uitmaakt van de groothandelsmarkt, werd ze in het kader van deze studie niet onderzocht. Tabel 1 en Figuur 2 hieronder schetsen de Belgische elektriciteitsmarkt.
c)
Energiebalans van de elektriciteitsmarkt van 2007 tot 2015 De energiebalans van het Elia-net uit Tabel 1 geeft voor de periode van 2007 tot
2015 een samenvatting (GWh) per jaar van:
de bruto fysische in- en uitvoerstromen2 per land;
de belasting op het Elia-net en de netverliezen;
de injecties in het Elia-net in België door de centrales (inclusief pompcentrales) die erop aangesloten zijn en de netto-injecties vanuit de distributienetwerken en lokale producties (>30kV);
de evenwichtsbalans als aan ‘uitvoer - invoer’ de ‘afname - de netto-injecties’ worden toegevoegd.
Statistische verschillen lijken te ontstaan tussen deze energiebalans en bepaalde cijfers in deze studie, vooral omdat, afhankelijk van het behandelde onderwerp, bepaalde gegevens al dan niet geaggregeerd zijn op een gegeven moment zoals het al dan niet rekening houden met de pompcentrales in de gegevens of de netverliezen. De definitie van de 'belasting van het Elia-net' onderaan de pagina in het hoofdstuk III "Elektriciteitsafname" is een ander voorbeeld hiervan. Voor zover mogelijk zullen alle statistische verschillen onder één en hetzelfde begrip worden gedefinieerd en/of gerechtvaardigd.
1
De meegedeelde gegevens zijn de gegevens die beschikbaar waren op het moment van de publicatie van de studie. Deze gegevens kunnen verschillen van de voorgaande studies omdat deze gegevens soms schattingen zijn, sommige gegevens kunnen zelfs jaren later worden verbeterd. 2 Zie deel V.4 Gebruik van de interconnectiecapaciteit, V.4.1 Fysisch gebruik.
Niet-vertrouwelijk
10/171
Tabel 1: Energiebalans van het Elia-net van 2007 tot 2015 (GWh) Bron: Elia
Niet-vertrouwelijk
11/171
5.266
15.681 17.133
Nederland
Totaal
7.383
1.846
3.167 4.515
1.532
7.221
2011
8.010
1.386
7.453
2012
2014
7.765
702
485
9.814
2015
9.575 13.417
994
8.777 11.222
2014
2011
2012
2011
2013
2014
2015
Totaal
Injecties vanaf de DNB
194
679
7.214 697
9.069 654
9.647 786
9.905 850
8.941 957
8.189 1.073
9.503
81.826 77.315 84.085 86.311 81.047 72.352 71.842 61.256 57.606
77
6.640
5.313
1.122
5.409
2010
2013
2014
2015
2012
9.937 2013
9.641
7.004
1.318
2.330
2011
2008
2009
2010
2015 2011
2012
6.911
3.692
879
2.341
2012
2013
7.603
4.382
786
2.435
2013
2014
4.188
3.037
185
967
2014
2015 Afname (Verbr.)
2.718 Totaal
1.022 Nederland
260 Luxemburg
1.437 Frankrijk
2015 Uitvoer (GWh)
1.575
1.629
1.401
1.575
1.459
1.446
1.464
1.432
1.375 Energieverliezen
86.895 86.258 80.850 85.288 82.203 80.844 80.019 77.426 77.229 Totaal
57.047 57.060 55.109 56.111 53.265 52.248 51.844 49.349 48.763 distributie
29.848 29.198 25.740 29.177 28.939 28.596 28.175 28.078 28.466 Rechtstreekse afnemers
2007
2014
17.602 20.999
-9.937 -9.641 -17.602 -20.999
2012
3.769
910
6.643
2009
6.561 11.322 11.844 10.652
3.005
1.518
2.039
2008
Afnames - Netto injecties (GWh)
6.842
2010
2008
2007
2.615
-2.615
2011
74.908 70.480 76.192 76.545 70.747 61.661 62.051 52.110 47.030
2009
552
10.572 -1.835
6.644 2010
-552
-6.644 -10.572 1.835
2009
2010
2008
2009
2007
9.037
5.084
1.631
2.322
2007
Netto-uitvoer (+) / Netto-invoer (-) (GWh)
9.486 12.395 13.267 16.849 17.243 21.791 23.717
5.787
1.868
1.832
2010
Lokale producties
2008
8.119
1.629
2009
Centrales
Netto injecties (Productie) 2007
2.084
Luxemburg
7.386
8.332
Frankrijk
2008
2007
Invoer (GWh)
Wat de bestudeerde periode betreft, wordt 2015 gekenmerkt door:
een netto-invoer die een record bereikte (20.999 GWh), vooral vanuit Nederland (59,0%) en Frankrijk (39,9%);
netto-injecties van minder dan 60 TWh (57.606 GWh);
een elektriciteitsafname (77.229 GWh) op het laagste niveau, voornamelijk door de daling van de distributie; de elektriciteitsafname van de op het Elia-net aangesloten rechtstreekse afnemers kenden een matige stijging in vergelijking met de twee vorige jaren. Net zoals in 2014 kan de balans van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit
in 2015 niet worden opgemaakt zonder rekening te houden met de problematiek van het Belgische nucleaire park en het risico op onvrijwillige afschakelingen. In dit verband werden in 2015 verschillende bijkomende maatregelen genomen, waaronder de creatie van een bijkomende strategische reserve3, de verbetering van het afschakelplan van 2014 om de ineenstorting van het elektriciteitsnet tijdens de winterperiode te voorkomen en de verlenging van de centrales Doel 1 & 24.
d)
Groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015 Figuur 2 geeft, voor alle werkdagen5 van het jaar 2015, de evolutie van de
daggemiddelden (in MW en °C) van:
de belasting op het Elia-net (blauwe lijn);
de beschikbare commerciële invoercapaciteit (rode lijn) en productiecapaciteit (oranje lijn), samen de maximale capaciteit (gele lijn);
de netto fysische invoerstromen (grijze lijn);
de elektriciteitsproductie uit kerncentrales (paarse lijn);
de equivalente temperatuur6 (groene stippellijn).
3
Zie paragraaf 32. Het principe van de verlenging van de centrales Doel 1 & 2 werd goedgekeurd door een wet van 28 juni 2015 tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie met het oog op het verzekeren van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie (Belgisch Staatsblad van 6 juli 2015). 5 Zaterdagen, zondagen en feestdagen worden doorgaans gekenmerkt door een lager elektriciteitsverbruik. Om de leesbaarheid van de grafiek te verhogen worden deze dan ook niet opgenomen in Figuur 2. 6 De equivalente dagtemperatuur bekomt men door 60% van de gemiddelde temperatuur van dag D op te tellen bij 30% van de temperatuur van dag D-1 en dit nogmaals op te tellen bij 10% van de temperatuur van dag D-2 (bron: http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-enpublicataies/graaddagen). 4
Niet-vertrouwelijk
12/171
In tegenstelling tot 2014 bleek de productiecapaciteit (oranje lijn) in 2015 vaak onvoldoende om de vraag te dekken (blauwe lijn) wat onder meer het recordniveau van de import (grijze lijn) verklaart. In 2015 waren de beschikbare productie- en importcapaciteit samen voldoende hoog, zelfs in de maand september toen het aanbod en de vraag dichter bij elkaar lagen De periode tussen eind augustus en de eerste drie weken van september was het meest kritisch voor de bevoorradingszekerheid van het land. Toen had de nucleaire productie niet alleen haar laagste niveau bereikt (1.430 MW op 30/08/2015), maar de invoercapaciteit (rode lijn) was ook aanzienlijk gedaald. De
evolutie
van
de
maximumcapaciteit
(Belgische
productie
+
invoer)
en
het
elektriciteitsverbruik (respectievelijk gele en blauwe curven) van Figuur 2 toont aan dat de marge doorheen 2015 voldoende was, zelfs tijdens de maand september. Toch was het gemiddelde van 2015 ervan (13.064 MW) gevoelig lager dan dat van 2014 (14.512 MW). In deze periode was de beschikbare commerciële invoercapaciteit lager dan de fysische importstromen in de periode dat vijf kerncentrales gelijktijdig onbeschikbaar waren, enkel Doel 2 en Tihange 3 waren operationeel. Wat het Belgische nucleaire park betreft, dienen verschillende belangrijke gebeurtenissen te worden vermeld. De heropstart van Doel 3 en Tihange 2 werd uitgesteld tot de laatste dagen van het jaar. Doel 1 werd stilgelegd (15 februari) en nadien heropgestart (30 december) evenals Doel 2 (stillegging 23 oktober en heropstart 25 december). Naast deze langdurende gebeurtenissen, kenden Tihange 1, Tihange 3 en Doel 4 nog een reeks incidenten en werd er onderhoud uitgevoerd waardoor ze moesten worden stilgelegd. Het maximale reële productievermogen (4.755 MW) van het nucleaire park werd in 2015 bereikt op 31 december, het moment waarop alle nucleaire centrales, met uitzondering van Doel 3, werkten. In vergelijking met 2014 is de productie van elektriciteit op basis van kernenergie in 2015 nog gedaald met 7,3 TWh en daardoor bedroeg de jaarlijkse productie 24,8 TWh (45,9 TWh in 2011). De paarse curve van Figuur 2 geeft de evolutie weer van de nucleaire productie in 2015. Het jaarlijkse gemiddelde vermogen van de nucleaire centrales bedroeg 2.834 MW in 2015 tegenover 3.664 MW in 2014. In 2015 hebben alle kerncentrales, met uitzondering van Doel 4, minder geproduceerd dan in 2014.
Niet-vertrouwelijk
13/171
De dalende trend van de elektriciteitsproductie door gas- en steenkoolcentrales werd doorbroken, waarschijnlijk door de lagere beschikbaarheid van het nucleaire park en de soms beperkte importcapaciteit van elektriciteit. Het derde windpark in de Noordzee, Northwind, is in mei 2014 volledig operationeel geworden. De windmolens die op het Elia-net zijn aangesloten, bereikten een productiepiek (814 MW) op 23 februari 2015. In 2015 kwam de geproduceerde elektriciteit gemiddeld gezien voor 33 % uit kerncentrales, 24 % uit gascentrales en 27 % uit het buitenland (invoer). Op dagen met een hoog elektriciteitsverbruik (bv. 22 januari 2015) daalt het relatieve aandeel van de nucleaire productie en de invoer terwijl de productie uit gascentrales stijgt. Het omgekeerde effect doet zich voor tijdens dagen met een laag elektriciteitsverbruik (bv. 2 augustus 2015). De correlatie tussen de nucleaire productie en de import (negatieve waarden) is de laatste twee jaar minder negatief geworden dan vroeger (zie deel V.4.4). Voor dezelfde periode is de verhouding tussen de nucleaire productie en de STEG's daarentegen negatiever geworden (paragraaf 213), wat zou kunnen betekenen dat de import in sommige perioden van het jaar zijn maximumniveau bijna had bereikt en de STEG's daardoor opnieuw rendabel werden om te produceren. In 2015 was de uurproductie van de STEG's 27,7% van de tijd hoger dan de nucleaire productie.
Niet-vertrouwelijk
14/171
Figuur 2: Evolutie van het gemiddelde verbruik (blauw), de gecumuleerde capaciteit (geel) van de productie (oranje) en de netto-invoer (rood), de nucleaire productie (paars), de fysische invoerstromen (grijs - negatieve waarde) en de gemiddelde temperatuur (groen - rechteras) in 2015 Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
15/171
-6.000
-2.000 -2.371* 3.960*
2.834* 2.000
6.000
10.000 9.572* 8.814*
enkel Doel 2, Doel 3 en Tihange 1
enkel Doel 2 en Tihange 3
Belasting Beschikbare productiecapaciteit Equivalente dagtemperatuur
Geproduceerde nucleaire energie Beschikbare invoercapaciteit
Netto fysieke invoerstromen Totale beschikbare capaciteit * jaargemiddelde
-9,0
-6,0
-3,0
0,0
3,0
6,0
12,0 11,3* 9,0
15,0
18,0
21,0
14.000
13.064*
27,0 °C 24,0
18.000 MW
II.
Elektriciteitsproductie In dit hoofdstuk worden de productie-eenheden die zich in België bevinden
geanalyseerd wat betreft hun capaciteit, het eigenaarschap, het brandstoftype en de geproduceerde energie. Enkel de productiecentrales die op het Elia-net zijn aangesloten (spanning van minstens 30 kV) worden in acht genomen. Ondanks de stijging van de productiecapaciteit op het distributienet en de belangrijke impact van deze installaties op de werking van de markt, is de CREG van mening dat het niet aan te raden is deze productie-installaties op te nemen in dit hoofdstuk. De productiecapaciteit op het distributienet is grotendeels samengesteld uit niet-stuurbare eenheden (windturbines en zonnepanelen) die, bijgevolg, niet reageren op de prijzen van de groothandelsmarkt. Deze productie kan ook worden beschouwd als negatief verbruik. Gezien het steeds groter wordend aandeel van dit negatief verbruik in de afgelopen jaren, heeft de CREG een raming uitgevoerd van de impact van de elektriciteitsproductie door zonnepanelen en door wind in het hoofdstuk7 over elektriciteitsverbruik.
II.1
Types centrales
Kerncentrales België beschikt over 7 kernreactoren op twee sites (Doel en Tihange) met eind 2015 een totale theoretische productiecapaciteit van 5.926 MW. Tabel 2 geeft een overzicht van de 7 centrales en hun maximaal vermogen (Pmax), alsook hun aandeelhouders.
7
Hoofdstuk III.3, bladzijde 48, en hoofdstuk III.4, bladzijde 55.
Niet-vertrouwelijk
16/171
Nucleair park 2015 (MW) waaronder: Electrabel EDF E.ON
Doel 1 433 100,0%
Doel 2 433 61,7%
0,0%
38,3%
Doel 3 1.006 89,8% 10,2%
Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3 1.038 962 1.008 1.046 89,8% 30,9% 89,8% 89,8% 10,2% 50,0% 10,2% 10,2% 19,1%
Totaal 5.926 100,0% 4.677 78,9% 899 15,2% 350 5,9%
Tabel 2:
Verdeling van het maximaal vermogen van de kerncentrales onder hun eigenaars (Electrabel en EDF8) en/of de begunstigden van trekkingsrechten waaronder E.ON op 31 december 20159 Bron: CREG
Electrabel is de evenwichtsverantwoordelijke (ARP) voor de 7 centrales, maar beschikt niet over de totaliteit van de geproduceerde energie. Bovenstaande tabel geeft een overzicht van het aandeelhouderschap van het Belgische nucleaire park. Dit houdt onder meer rekening met de overeenkomst tussen Electrabel en E.ON van begin november 2009 met betrekking tot de trekkingsrechten (drawing rights swap). De vermelde maximale productiecapaciteit van 5.926 MW is degene die theoretisch beschikbaar is in december 2015. Hieruit blijkt dat het aandeel van Electrabel (EBL) in de nucleaire capaciteit is gedaald van 89,06%10 vóór februari 2009 tot 76,1% op het einde van 2015. In de vorige legislatuur werd de beslissing voor het sluiten van de centrales Doel 1 en Doel 2 in 2015 en de verlenging van Tihange 1 tot in 2025 opgenomen in de wet van 31 januari 2003, bij amendement gewijzigd op 18 december 2013, houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie. Deze gewijzigde wet bepaalt het tijdschema voor het afbouwen van kernenergie voor de elektriciteitsproductie en verlengt de levensduur van de centrale van Tihange 1 met tien jaar. De centrales Doel 1 en 2, die in de loop van 2015 dienden te worden gesloten, werden met 10 jaar verlengd door de wet van 28 juni 201511 tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie met het oog op het verzekeren van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie.
8
Vrije vertaling: "EDF Belgium bezit 63,5% van de aandelen van EDF Luminus. Deze maatschappij werkt momenteel in een economisch moeilijke context, in een markt met veel concurrentie en dalende energieprijzen. Daarnaast is de toekomst van het nucleaire aandeel van EDF Luminus in Doel 3 en Tihange 2 onzeker als gevolg van de stillegging van die eenheden. Bijgevolg werd een waardevermindering van het aandeel van EDF Luminus ter waarde van 567,8 M€ opgetekend" (bron jaarverslag (C8) van de jaarrekeningen 2014 die bij de Nationale Bank zijn ingediend). 9 Volgens de Asset Swap Transaction Agreement en de Drawing Rights Swap Transaction Agreement tussen enerzijds Electrabel en anderzijds E.ON. De trekkingsrechten van Doel 1 liepen tot januari 2015 en die van Doel 2 en Tihange 1 liepen respectievelijk tot januari en april 2016. 10Studie van de CREG (F)130530-CDC-1247 van 30 mei 2013, paragraaf 4. 11 Art. 4/2. § 1. De eigenaar van de kerncentrales Doel 1 en Doel 2 betaalt tot 15 februari 2025 voor Doel 1 en tot 1 december 2025 voor Doel 2 aan de federale staat een jaarlijkse vaste vergoeding in ruil voor de verlenging van de toelating voor industriële elektriciteitsproductie door splijting van kernbrandstoffen.
Niet-vertrouwelijk
17/171
Onderstaande grafiek toont de ontwikkeling van de nucleaire capaciteit beschikbaar tot 2025 in functie van de opeenvolgende wijzigingen aan de wet van 31 januari 2003. Alle kerncentrales zouden dus operationeel zijn tot minstens in 202212: Doel 3 zou op 1 oktober 2022 sluiten en Tihange 2 op 1 februari 2023. De 5 andere kerncentrales zouden in de loop van 2025 worden gesloten. In 2026 zou er dus geen enkele kerncentrale meer operationeel zijn. Drie kerncentrales (Doel 1 en 2 en Tihange 1) zullen op hun sluitingsdatum een levensduur van 50 jaar hebben en vier kerncentrales (Doel 3 en 4 en Tihange 2 en 3) een levensduur van 40 jaar.
6.000
100%
90% 5.000 80%
2022: s l uiting Doel3 en Tihange 2
70% 4.000
MW
2015: s l uiting Doel 1&2
3.000
60%
50% 2025: s l uiting Tihange 1&3 en Doel4
40% 2.000 30%
20% 1.000 10%
0
0%
Belgisch nucleair park
Electrabel
EDF
E.ON
Electrabel/Totaal (%)
Figuur 3: Aandeel van Electrabel in het Belgisch kerncentralepark Bron: CREG
Sinds 2012 hebben zich in het Belgische nucleaire park een aantal incidenten voorgedaan met langdurige impact. Deze kunnen worden ondergebracht in twee periodes. De eerste begon in het midden van 2012, wanneer werd aangekondigd dat 2 kerncentrales Doel 3 op 1 juni 2012 en Tihange 2 op 17 augustus 2012 - niet beschikbaar zouden zijn voor een langere periode, als gevolg van een mogelijk onveilig reactorvat13. De kerncentrales werden terug opgestart in juni 2013.
12
Onder voorbehoud van de besluiten van de bevoegde rechtbanken naar aanleiding van de beroepen die verschillende partijen die gekant zijn tegen de verlenging van de Belgische kerncentrales, hebben ingesteld. 13 De twee centrales traden opnieuw in werking op respectievelijk 3 en 7 juni 2013.
Niet-vertrouwelijk
18/171
De tweede periode begon op 25 maart 2014, toen Doel 3 en Tihange 2 opnieuw werden stilgelegd, opnieuw wegens een mogelijk onveilig reactorvat. Het is pas eind 2015 dat de twee reactoren opnieuw in werking werden gesteld: Doel 3 op 20 december 2015 en Tihange 2 zes dagen eerder. Op 5 augustus 2014 werd Doel 4 onbeschikbaar wegens een vermoedelijke daad van sabotage. Deze kernreactor werd terug beschikbaar op 19 december 2014. De niet-beschikbaarheid van deze centrales heeft zich geuit in een aanzienlijk lagere nucleaire elektriciteitsproductie. Figuur 4 toont, maandelijks, de totale genomineerde productie van de 7 kerncentrales sinds 2007 (TWh). De periode van 2007 tot en met 2013 is samengevoegd in de grijze zone op de figuur. Hierbij werd voor elke maand van deze periode van 7 jaar het minimum en maximum van de gemiddelde totale genomineerde productie van de kerncentrales genomen. De jaren 2014 en 2015 zijn daarentegen afzonderlijk op de figuur weergegeven. Met een productie van 24,8 TWh is 2015 het jaar met de laagste nucleaire productie van de bestudeerde periode. De maandelijkse producties tijdens de eerste 9 maanden van het jaar zijn de laagste die ooit zijn geregistreerd; alleen de producties van de laatste 3 maanden van 2015 zijn een beetje hoger dan de gemiddelde maandproducties van 2014. De maandelijkse nucleaire productie daalde tot 1,2 TWh in september 2015 als gevolg van de volledige onbeschikbaarheid van Doel 1, Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en, gedurende bijna 88% van de tijd, van Tihange 1.
Niet-vertrouwelijk
19/171
5,0
5,0 TWh
4,5
4,4
4,4 4,2 4,0
4,0
3,9
4,4
4,3
4,3
4,1 3,8
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0 3,9 3,5
3,5
4,5
3,5
3,3 3,1
3,0
2,9
2,9
2,9
3,0
2,8
2,8
2,7
2,7
2,8 2,6
2,5
2,7
2,5
2,5
2,4 2,3
2,5 2,1
2,2
2,0
2,2
2,2
2,2
2,2
2,1
2,1
2,0
2,1
1,6
1,8
1,7
1,5
2,1
1,4
1,5
1,2
1,0
1,4 1,0
0,5
0,5
0,0
0,0
1
2
3
4
5
2014
6
2015
7
min 2007-2013
8
9
10
11
12
max 2007-2013
Figuur 4: Maandelijkse totale genomineerde productie van de 7 centrales per jaar (TWh) Bronnen: Elia, CREG
Zoals op de volgende figuur is weergegeven, hebben Doel 3 en Tihange 2 tijdens de voorbije 9 jaar de hoogste onbeschikbaarheidsgraad van de 7 kerncentrales gekend. Tijdens deze periode waren deze 2 centrales gedurende respectievelijk 37,1% en 32,8% van de tijd niet beschikbaar. Doel 2 en Tihange 3 hadden daarentegen een niet-beschikbaarheidsgraad van minder dan 10% van de tijd. Deze onbeschikbaarheden betreffen alle types: gepland voor onderhoud, wegens veiligheid of wettelijke levensduurbeperking en ongepland wegens panne.
Niet-vertrouwelijk
20/171
100%
3.285
358
315
345
75
2.920 2015
49
279 2.555 2014
21
18
2.190 2013
6
21
32
43
97
97
50
50
61
61
90%
279
162
153 23
80%
8
153
70%
36
60%
213 1.825 2012
58
136
126
43
0
38 50%
42
2011 1.460
55
53
36
35
18
55
0 40%
37,1% 38
37
1.095 2010
61
35
37
36
0
48
32,8%
62
730 2009
73
33
32
0
44
0
30%
53 20%
19,4% 15,3%
78
365 2008
73
31
15,9%
11,9% 44
52
43
66
9,3%
0 2007
44
29
41
4
49
52
DOEL 1
DOEL 2
DOEL 3
DOEL 4
TIHANGE 1N
TIHANGE 1S
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
0 TIHANGE 2
18 9,5%
10%
52
0%
TIHANGE 3
cumulatief onbeschikbaarheid 2007-2015 (%)
Figuur 5: Aantal dagen niet-beschikbaarheid van de 7 kerncentrales per jaar Bronnen: Elia en CREG
Figuur 6 toont, voor alle dagen van het jaar 2015, de gemiddelde nucleaire productie en de (on)beschikbaarheid14 van de nucleaire reactoren. Doorheen 2015 bedroeg de gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie uit nucleaire eenheden gemiddeld 2.834 MW. Dit komt overeen met een totale nucleaire elektriciteitsproductie in 2015 van 24,8 TWh of 47,8% van de theoretisch mogelijke productie. De geïnstalleerde capaciteit bedraagt immers 5.926 MW. De minimale gemiddelde dagproductie werd genoteerd op 30 augustus 2015 (1.430 MW), wanneer enkel Doel 2 en Tihange 3 beschikbaar waren. Op de laatste dag van 2015, op 31 december, werd het meest nucleaire energie geproduceerd: gemiddeld 4.755 MW door Doel 1, Doel 2, Doel 4, Tihange 1, Tihange 2 en Tihange 3. Enkel Doel 3 was op dat moment onbeschikbaar.
14
De dagen waar een nucleaire eenheid beschikbaar is, worden aangeduid in het groen. De dagen waar een nucleaire eenheid niet beschikbaar is, worden aangeduid in het rood. Een nucleaire eenheid wordt als “onbeschikbaar” beschouwd wanneer minder de dagelijkse productie van die eenheid minder dan 20% van de totale capaciteit van diezelfde eenheid bedraagt.
Niet-vertrouwelijk
21/171
De twee relatieve pieken in de elektriciteitsproductie tijdens de periode augustus – september 2015 (i.e. de periode met een minimale nucleaire beschikbaarheid) komen overeen met de terugkeer van Tihange 3 gevolgd door de plotse onbeschikbaarheid van Doel 4 enerzijds en de kortstondige beschikbaarheid van Tihange 1 anderzijds. Op 18 september 2015 werd Tihange 1 omwille van een technisch defect van de stoomgenerator immers opnieuw automatisch stilgelegd nadat de centrale een dag eerder opnieuw was opgestart na onderhoudswerken. 7.000 MW
35
6.000
30
theoretische capaciteit = 5.926 MW 5.000
31/12/2015 maximum = 4.755 MW
4.000
20
3.000
2.000
25
15
2015 gemiddelde = 2.834 MW
10
30/8/2015 minimum = 1.430 MW
1.000
5
0
0 Doel 1 Doel 2 Doel 3 -5 4 Doel Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3 -10
-1.000
-2.000
Nucleaire eenheid onbeschikbaar
Nucleaire eenheid beschikbaar
Totale nucleaire productie
Gemiddelde productie
Theoretische capaciteit
Figuur 6: Gemiddelde elektriciteitsproductie uit nucleaire centrales per dag doorheen 2015 (zwarte lijn) en (on)beschikbaarheid van nucleaire eenheden (rood / groen) Bronnen: Elia en CREG
Pompcentrales België telt 2 sites uitgerust met pompcentrales: Coo met een maximaal productievermogen van 1.216 MW en het kleinere Plate Taille met een maximaal productievermogen van 141 MW. De eerste centrale staat ter beschikking van Electrabel en de tweede van Lampiris. Het zijn eenheden die elektriciteit produceren uit water dat vooraf wordt opgepompt van een lager naar een hoger gelegen spaarbekken en vervolgens via turbines wordt teruggestort in het lager gelegen spaarbekken. Het volume van de spaarbekkens is beperkt. Daarom is de energie die kan worden geleverd ook beperkt. Als het water wordt opgepompt (vaak 's nachts), verbruikt de eenheid elektriciteit tegen een lage kostprijs. De turbines zijn (vaak) in werking tijdens de piekuren. In 2015 hebben zij 1.099 GWh geproduceerd, een daling van 5,9% ten opzichte van 2014. Dit is de laagste productie sinds 2007.
Niet-vertrouwelijk
22/171
Oorspronkelijk zijn de pompcentrales gebouwd om de veiligheid van het elektriciteitsnet te garanderen met het oog op de komst van de grote nucleaire centrales, naast de economische argumenten. De grootste nucleaire centrales hebben immers een capaciteit van ongeveer 1.000 MW en een onverwachte uitval van een dergelijke centrale moet door de regelzone van Elia snel kunnen worden opgevangen. Pompcentrales, die binnen een paar minuten van 0 MW naar maximaal vermogen kunnen gestuurd worden, zijn hiervoor zeer geschikt waardoor het evenwicht op het elektriciteitsnet beter kan verzekerd worden. 's Nachts kunnen de pompcentrales elektriciteit (goedkoop) verbruiken om de bekkens opnieuw te vullen; de pompcentrales kunnen ook zorgen voor de nodige flexibiliteit in het verbruik en de productie, bijvoorbeeld in geval van een sterke stijging van het verbruik aan het begin van de dag of in geval van intermitterende productie uit bijvoorbeeld windturbines. Stoom- en Gascentrales (STEG’s) In 2015 waren er in de regelzone van Elia 9 STEG-centrales in werking15, elk met een vermogen van ongeveer 400 MW16. Een STEG (SToom- En Gascentrale) heeft één of twee gasturbines en een stoomturbine. De gasturbines worden aangedreven door de hete rookgassen die ontstaan door de verbranding van aardgas. Na de aandrijving van de gasturbine wordt de restwarmte uit de rookgassen deels gerecupereerd om stoom te produceren die de stoomturbine aandrijft. De restwarmte maakt het mogelijk om het gemiddelde rendement van een dergelijke centrale te verhogen tot 50-55% en voor de meest recente STEG’s kan dit zelfs oplopen tot meer dan 60% (zonder terugwinning van de condensatiewarmte (COW)17). Deze gemiddelde rendementen worden enkel gehaald wanneer de eenheden rond hun maximaal vermogen draaien. Als de centrales aan een lager vermogen moeten produceren, neemt het ogenblikkelijk rendement aanzienlijk af. STEGcentrales zijn relatief flexibele productie-eenheden en worden ook gebruikt in de regelzone van Elia voor de secundaire reserves. Tabel 3 geeft hieronder een overzicht van de 8 grootste STEG-centrales in de regelzone van Elia, met hun productiecapaciteit en hun eigenaarschap. De totale productiecapaciteit van deze centrales is 3.269 MW. De centrale van Marcinelle (405 MW) is de recentste van de grote
15
De centrale van Vilvoorde (1 januari 2014), voorheen STEG, is in 2014 een gascentrale geworden en maakt deel uit van de strategische reserve, net zoals Seraing (31 oktober 2014) en Twinerg (1 oktober 2015). 16 De regelzone van Elia omvat België en een deel van het Groothertogdom Luxemburg dat een STEGeenheid heeft (Esch-Sur-Alzette). Bijgevolg telt het Belgisch grondgebied slechts 8 STEG- eenheden. 17 De calorische onderwaarde (COW) is de thermische energie die vrijkomt door verbranding van een kilogram brandstof onder de vorm van voelbare warmte, met uitzondering van de verdampingsenergie (latente warmte) van het water aanwezig aan het einde van de reactie.
Niet-vertrouwelijk
23/171
STEG-centrales en is operationeel sinds 2012. In vergelijking met twee jaar geleden, maken drie eenheden (Vilvoorde, Seraing en Esch-Sur-Alzette (Twinerg)), voortaan deel uit van de strategische reserve, waardoor de maximale productiecapaciteit ter beschikking van de markt op het einde van 2014 daalde van 3.645 tot 3.269 MW. Grote STEG's (± 400 MW) in de Elia-regelzone eigenaar eenheid MW Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel Electrabel 50% / BASF 50% EdF/SPE T-Power Enel
Totaal Electrabel Totaal EdF/SPE Totaal
AMERCOEUR 1 DROGENBOS HERDERSBRUG SAINT-GHISLAIN ZANDVLIET POWER RINGVAART T-POWER Marcinelle Energie
420 460 460 350 395 357 422 405 1.888 357 3.269
Tabel 3:
De 8 grootste STEG-centrales (+/- 400 MW) van de regelzone van Elia, zonder de drie centrales in de strategische reserve Bron: CREG
Sinds 2010 vertoont de elektriciteitsproductie door de STEG-centrales een dalende trend. Deze trend werd onderbroken in het vierde kwartaal van 2014, zoals wordt aangetoond in Figuur 7. Deze figuur geeft per maand de totale genomineerde energie weer (TWh) in dayahead voor de STEG’s binnen de regelzone van Elia. De blauwe lijn geeft het gemiddelde minimumvolume aan dat moet worden genomineerd om de secundaire reserves te kunnen voorzien18 (en dus de must-run) op symmetrische en continue manier19 van een waarde van 140 MW, binnen de regelzone van Elia. Deze reserve kan zowel opwaarts als neerwaarts worden geactiveerd. De opwaartse activering uit zich in een stijging van het vermogen geïnjecteerd in het Elia-net terwijl de neerwaartse activering zorgt voor een daling van het geïnjecteerd vermogen. In de loop der jaren steeg het aantal STEG’s die beschikbaar zijn voor de markt van 8 in februari 2009 tot 11 vanaf februari 2012 om vanaf dan terug te dalen tot 8 STEG’s in de loop van 2015. De periodes waarin een verschillend aantal STEG’s actief waren, zijn aangeduid in grijstinten. De figuur toont voor 2015 een omkering van de trend in de negatieve
18
De netwerkgebruiker die een contract tekent voor secundaire reserve stemt ermee in om de reserve bepaald in het contract ter beschikking te stellen van Elia, binnen een termijn van 30 seconden tot 15 minuten na het verzoek van Elia en dit, volgens de startsnelheid van de productie-eenheid of "ramping rate". (bron: Elia). 19 Functie van het aantal uren per maand.
Niet-vertrouwelijk
24/171
zin, zoals dit de laatste jaren zichtbaar is. In september en oktober 2014 werd een productiepiek waargenomen op het moment dat de nucleaire productie op haar laagste punt was. De toename in 2015 van de elektriciteitsproductie op basis van aardgas tot 17,3 TWh, waarvan 12,2 TWh door de grote STEG's, is het gevolg van de problemen met het Belgische nucleaire park. De eerste 3 maanden van 2015 worden, net als de laatste 4 maanden, gekenmerkt door een maandelijkse productie van meer dan 1 TWh; in de maanden april tot en met augustus 2015 was de maandelijkse productie echter lager dan 1 TWh.
2,50
TWh 2,26
2,00
1,90 1,78
1,50
1,48 1,34 1,28 1,10
1,08
1,00
0,84
0,59 0,50
0,49
0,50
0,00
8 eenheden
9 eenheden
10 eenheden
11 eenheden
Totaal
R2 (3*150+140)
Poly. (Totaal )
Figuur 7:
Totale genomineerde energie in day-ahead van de STEG's in de regelzone van Elia, per maand, alsook een indicatie van het gemiddeld minimum volume dat moet worden genomineerd voor de secundaire reserves (blauwe lijn). Bronnen: Elia, CREG
Gezien de minder gunstige economische context voor de gascentrales - de crisis van het Belgische nucleaire park buiten beschouwing gelaten - sinds enkele jaren, hebben verschillende elektriciteitsproducenten ofwel sluitingen van gascentrales aangekondigd ofwel gascentrales uit de markt genomen om ze in de strategische reserve te plaatsen. Om de economische rendabiliteit20 van een gascentrale te beoordelen wordt de CSS (clean spark spread) gebruikt De volgende grafiek geeft dit weer.
20
komt overeen met de brutomarge of de omzet min de verkoopkosten (gross profit margin = revenue minus cost of goods sold).
Niet-vertrouwelijk
25/171
De volgende figuur toont welke waarde een ton koolstof op de markten moet bereiken om ervoor te zorgen dat een schonere technologie, namelijk gas, wordt gebruikt in plaats van steenkool21. De kostprijs van een ton CO2 waarvoor de clean spark spread (CSS) gelijk is aan de clean dark spread (CDS) wordt weergegeven met de paarse stippellijn (prijs per ton CO2 wanneer CSS = CDS (€/t). Deze month ahead-prijs vertegenwoordigt de waarde van een ton koolstof waarbij de producent geen keuze moet maken tussen deze twee types centrales om elektriciteit te produceren. Voor 2015 had, op basis van de aangenomen hypothesen22, deze prijs moeten variëren van 34 tot 52 €/t. Uit de figuur blijkt dat de baseload CSS op het einde van 2015 nog steeds beter is dan deze tijdens 2012, 2013 en de eerste helft van 2014, ondanks de terugkeer van het volledige nucleaire productiepark. Dit is te verklaren doordat de gasprijs relatief sterker gedaald is dan de elektriciteitsprijs.
Figuur 8:
Spreidingen (spreads) tussen de elektriciteitsprijs en de geraamde productiekost van elektriciteit tussen 2009 en 2015 (doorlopende lijnen) en raming van de prijs per ton CO 2 wanneer een gasproductieeenheid elektriciteit produceert aan dezelfde kostprijs als een steenkooleenheid (onderbroken lijn). Bronnen: Elia en CREG
21
Studie (F)110203-CDC-1036 van 3 februari 2011 betreffende de analyse van het concept van de spreads (bladzijde 25/32, paragrafen 62 tot en met 68) en Working Paper (Z)151113-CDC-1476 of 13 november 2015 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September 2015. 22 De aangenomen hypothesen zijn met name: een rendement van 35% voor een steenkoolcentrale en 50% voor een gascentrale; het aantal uitgestoten ton CO2 als gevolg van de verbranding van een thermische MWh steenkool/aardgas is respectievelijk 0,301 t/CO2 en 0,19 t/CO2 per verbrande thermische MWh.
Niet-vertrouwelijk
26/171
Verschillende producenten hebben in 2015 centrales gesloten en een aantal bijkomende sluitingen aangekondigd, hetzij tijdelijk, hetzij definitief, zoals getoond in Figuur 9 hieronder. Deze figuur geeft enerzijds de effectieve buitenwerkingstellingen van de elektriciteitscentrales tussen
december
2013
en
april
2016
weer
en
anderzijds
de
aangekondigde
buitenwerkingstellingen van mei 2016 tot en met december 2016. De stilleggingen voor 2015 vertegenwoordigen 661 MW en voor 2016 zouden ze meer dan 1.275 MW moeten vertegenwoordigen. De 2 STEG-eenheden die in 2014 buiten werking werden gesteld, werden gecontracteerd in de strategische reserve voor een periode van drie jaar vanaf 1/11/2014. Vier (STEG-) eenheden - goed voor 493 MW - werden in 2015 eveneens buiten werking gesteld. In 2016 zullen er nog 3 bijkomende STEG's (goed voor 672 MW) worden stilgelegd. Het wettelijke kader voor de stilleggingen van Doel 1 en Doel 2, die voorzien waren voor 2015, werd gewijzigd en deze twee centrales, die voor tien jaar werden verlengd, werden eind december terug opgestart. De kernreactoren Tihange 2 en Doel 3, die in 2015 bijna het hele jaar onbeschikbaar waren, werden niet als een buitenwerkingstelling beschouwd. De figuur geeft aan dat er volgend jaar nog een productiecapaciteit van 1.275 MW zou moeten worden stilgelegd waarvan 560 MW al werd aangekondigd. 3.000
2.500
MW
2.000
Andere 1.500
GT STEG
1.000
Nuc
500
0
Figuur 9: Effectieve (tot 04/2016) en aangekondigde (vanaf 05/2016) buitenwerkingstellingen Bron: CREG
Niet-vertrouwelijk
27/171
Tabel 4 hieronder toont, per jaar, de genomineerde energie (TWh) in day-ahead van de STEG-centrales in de regelzone van Elia, de ontwikkeling van de productie uitgedrukt in percent, het gemiddeld aantal STEG’s en de gemiddelde productie per STEG. Voor 2015 werd, met gemiddeld 7,8 STEG's, een volume genomineerd van 12,2 TWh, dit wil zeggen een productieniveau van 54,9% van de hoogste productie (2010) in de bestudeerde periode. In 2015 nam de productie toe met 12,4% ten opzichte van 2014. Daarom is de gemiddelde genomineerde productie in day-ahead per STEG gedaald van 2,3 TWh in 2007 tot 1,6 TWh in 2015, hetzij een daling van ongeveer 32,9% in 9 jaar. Ten opzichte van 2013 en 2014 is de productie per eenheid echter gestegen van 1,1 TWh naar 1,6 TWh, of een stijging met 45%.
(TWh)
Totale productie Nominatie
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007-2015
18,5 17,4 21,0 22,1 17,4 15,3 12,5 10,8 12,2 16,4
Evolutie (%)
-6,1% 21,0% 5,2% -21,4% -12,3% -18,3% -13,3% 12,4% -34,3%
Gemiddeld Nominatie/ Evolutie aantal Eenheid (%) STEG's 8,0 2,3 8,2 2,1 -7,9% 9,0 2,3 9,7% 9,1 2,4 4,4% 10,7 1,6 -33,1% 11,0 1,4 -15,0% 11,0 1,1 -18,2% 9,7 1,1 -1,4% 7,8 1,6 38,7% 9,4 1,8 -32,9%
Tabel 4: Gemiddelde genomineerde productie van de STEG’s in de Elia-Zone Bronnen: Elia, CREG
De strategische reserves Artikel 5 van de wet van 26 maart 2014 tot wijziging van de elektriciteitswet voorzag in de invoering van een mechanisme van strategische reserves23. De strategische reserve heeft tot doel een bepaald niveau van bevoorradingszekerheid in elektriciteit te garanderen tijdens
de
winterperiodes.
Ze
bestaat
deels
uit
productie-eenheden
die
hun
buitenwerkingstelling hebben aangekondigd en deels uit vraagbeheersing. Voor de bepaling van het benodigde volume aan strategische reserve maakt de netbeheerder een probabilistische analyse van de behoefte aan productiecapaciteit om de bij wet vastgelegde waarden voor de LOLE (Loss Of Load Expectation) te halen. Op basis van deze analyse maakt de Algemene Directie Energie een advies over aan de minister die instructie geeft aan Elia om
23
Op 29 april 2015 heeft de Europese Commissie een sectoronderzoek in 11 landen geopend over de mechanismen om de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit te verzekeren. Op 13 april 2016 bracht het tussentijds verslag van het sectoronderzoek over de capaciteitsmechanismen in de elektriciteitssector belangrijke lacunes aan het licht.
Niet-vertrouwelijk
28/171
een bepaald volume te contracteren. Voor de winterperiode 2014-2015 gaf de minister, bij ministerieel besluit van 16 juli 2014, instructie aan Elia om 1.200 MW te contracteren. Elia contracteerde in 2014 voor de strategische reserve 750 MW productiecapaciteit (485 MW voor de STEG-eenheid van Seraing en 265 MW voor de tot OCGT omgevormde eenheid van Vilvoorde) voor een periode van 3 jaar en bijna 100 MW vraagbeheersing voor een periode van één jaar. Voor de winterperiode 2015-2016 gaf een ministerieel besluit van 15 januari 2015 Elia de instructie om vanaf 1 november 2015 een strategische reserve aan te leggen voor een aanvullend volume van 2.75024 MW bovenop de 750 MW die al was gecontracteerd. De kosten voor de implementering van de strategische reserve, met inbegrip van de beheers- en ontwikkelingskosten worden gedekt door een tarifaire toeslag die Elia aan de netgebruikers factureert en waarvan het bedrag door de CREG wordt goedgekeurd25.
II.2
Productiecapaciteit van geproduceerde energie
de
centrales
en
de
Een evaluatie van zowel de productiecapaciteit van de centrales26 als de geproduceerde energie - volgens de marktspeler of volgens het type brandstof - wordt hierna weergegeven voor de periode 2007-2015. Deze evaluatie bevat vier types van gegevens: -
de productiecapaciteit per type brandstof;
-
de geproduceerde energie per type brandstof;
-
de productiecapaciteit per marktspeler;
-
de geproduceerde energie per marktspeler.
24
Elia ontving offertes voor een volume van 1312,8 MW, waarvan slechts 804,8 MW conform het bestek was. Deze 804,8 MW, bestaande uit 358,4 MW vraagreductie en 446,4 MW productie, werden door Elia gecontracteerd voor de winterperiode 2015-2016. 25 Zie de Eindbeslissing (B)140605-CDC-1330 - http://www.creg.be/nl/producte9.html 26 Aan het begin van dit hoofdstuk werd duidelijk gemaakt dat enkel de eenheden gekoppeld aan het Elia-net werden beschouwd. Dit betekent dat er geen rekening wordt gehouden met de productie op een spanningsniveau lager dan 30kV. De CREG heeft in deze studie dus geen cijfers verwerkt die verband houden met de productiecapaciteit en de geproduceerde energie op deze spanningsniveaus. Er wordt hiervoor verwezen naar de specifieke Studie (F)111013-CDC-1113 van de CREG met betrekking tot de productiecapaciteit in België, die ook de eenheden met een spanning lager dan 30 kV beschouwt.
Niet-vertrouwelijk
29/171
Productiecapaciteit per brandstoftype. Tabel 5 hieronder toont een schatting van de theoretische productiecapaciteit per type brandstof voor de laatste 9 jaar. De maand december wordt systematisch als referentieperiode beschouwd. Productiecapaciteit (GW) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Brandstoftype Nucleair 5,8 5,8 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 Aardgas 5,7 6,5 6,4 6,6 6,7 6,7 5,5 4,6 4,5 Pompcentrales 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 Steenkool 1,5 1,5 1,5 1,2 1,3 1,0 0,7 0,7 0,7 Windenergie 0,0 0,1 0,1 0,3 0,3 0,5 0,7 0,9 0,9 Andere hernieuwbare bronnen 0,3 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Andere 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,3 0,2 Totaal 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,2
2007 38% 37% 9% 10% 0% 2% 4% 100%
2008 36% 40% 9% 9% 0% 2% 3% 100%
2009 37% 40% 9% 9% 1% 2% 3% 100%
Marktaandeel (%) 2010 2011 2012 36% 36% 36% 40% 41% 41% 8% 8% 9% 7% 8% 6% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 2% 100% 100% 100%
2013 39% 37% 9% 5% 5% 3% 1% 100%
2014 41% 32% 10% 5% 6% 3% 2% 100%
2015 42% 32% 10% 5% 6% 4% 2% 100%
Tabel 5: Marktaandeel van de productiecapaciteit per brandstoftype Bronnen: Elia, CREG
In 2015 vertegenwoordigen de kerncentrales27 41,8% (41,4% in 2014) van de theoretische productiecapaciteit28 en de gascentrales 31,9% (32,1% in 2014). Zoals beschreven hierboven hebben de 8 grootste nog in werking zijnde STEG’s een productiecapaciteit van 3,3 GW, hetzij meer dan 72,4% van de gascentrales (4,5 GW). Sinds 2008 hadden de gascentrales een grotere productiecapaciteit dan de kerncentrales, maar vanaf 2013 keerde de volgorde om. Kernenergie en aardgas vertegenwoordigen samen 73,7% van de productiecapaciteit aangesloten op het Elia-net. De pompcentrales en de kolencentrales vertegenwoordigen respectievelijk 9,8% en 5,2%. De top vier van de productie-eenheden is dus goed voor meer dan 88,7% van de totale productiecapaciteit. De windenergie heeft een toenemend marktaandeel en bereikt voor de eerste keer een marktaandeel hoger dan 6,2%. De "andere duurzame energie-eenheden"29, hebben samen een aandeel van 3,52%. De overige eenheden zijn te verwaarlozen, met aandelen van 1,6%. De geproduceerde energie per type brandstof. Tabel 6 toont een schatting van de geproduceerde energie per type brandstof voor de laatste 9 jaar. Het volledige jaar wordt beschouwd.
27
De gegevens met betrekking tot de nucleaire capaciteit in de vier tabellen hierna houden enkel rekening met de Belgische markt voor de bedrijven Electrabel, E.ON en EDF. 28 Doel 3 en Tihange 2 die sinds 25 maart 2014 stilliggen, behoren nog steeds tot het nucleaire park. 29 De energiebronnen van deze eenheden zijn voornamelijk waterkracht en gerecycleerd afval.
Niet-vertrouwelijk
30/171
Geproduceerde energie (TWh) Brandstoftype 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Nucleair 45,9 43,4 45,0 45,7 45,9 38,5 40,6 32,1 24,8 Aardgas 25,0 23,0 29,8 30,0 23,5 21,3 17,6 16,3 17,3 Steenkool 7,6 6,9 6,4 5,2 4,5 5,1 4,3 3,2 3,7 Pompcentrales 1,3 1,3 1,4 1,4 1,2 1,3 1,3 1,2 1,1 Windenergie 0,0 0,0 0,2 0,3 0,9 1,1 1,8 2,5 2,9 Andere hernieuwbare bronnen 1,6 1,8 1,8 2,1 2,2 2,3 2,6 2,4 2,7 Andere 1,1 1,1 1,0 1,8 1,8 1,9 2,1 2,0 2,1 Totaal
82,6
77,4
85,5
86,5
80,1
71,5
70,3
59,6
54,6
Marktaandeel (%) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 56% 56% 53% 53% 57% 54% 58% 54% 45% 30% 30% 35% 35% 29% 30% 25% 27% 32% 9% 9% 7% 6% 6% 7% 6% 5% 7% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 0% 0% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 2% 2% 2% 2% 3% 3% 4% 4% 5% 1% 1% 1% 2% 2% 3% 3% 3% 4% 100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100% 100%
Tabel 6: Marktaandelen van de geproduceerde energie per type brandstof Bronnen: Elia, CREG
In 2015 hebben de productie-eenheden die zijn aangesloten op het Elia-net 54,6 TWh geproduceerd, hetzij de laagste productie in de 9 bestudeerde jaren. Ten opzichte van 2014 is dit een daling van 4,8 TWh ofwel 8,1% van de productie, opnieuw een daling na een jaar (2014) waarin er al een uitzonderlijke daling was van 10,9 TWh ten opzichte van 2013. Deze sterke daling in de productie wordt voornamelijk veroorzaakt door de kerncentrales, die slechts 24,8 TWh hebben geproduceerd, terwijl ze 5 jaar eerder, in 2011, nog 45,9 TWh produceerden. Dit is een daling in de productie van 22,6% in een jaar tijd, met een marktaandeel dat voor het eerst onder de 50% ligt, met name op 45,4%. De productie weergegeven in deze tabel geeft een correcter beeld van de productiesituatie dan de vorige tabel die de productiecapaciteiten vergelijkt, onder meer voor de kerncentrales die langdurig werden stilgelegd. De productie stijgt voor alle andere energiebronnen, met uitzondering van de pompcentrales, die een daling kennen van 5,9%. De elektriciteitsproductie uit aardgas kent een omkering van de dalende trend van de voorbije jaren en behaalt in 2015 in absolute termen 17,3 TWh. In relatieve termen is het aandeel van aardgas goed voor iets minder dan een derde van de totale productie. De steenkoolgestookte centrales30 produceerden in 2015 3,7 TWh, een stijging met 16,7% ten opzichte van 2014. Er moet echter worden benadrukt dat de elektriciteitsproductie van de kolencentrales in 2007 nog 7,6 TWh bedroeg. Voor wat de afzonderlijke brandstoftypes betreft, zijn kernenergie (45,4%), aardgas (31,7%) en steenkool (6,8%) samen goed voor 83,9% van de totale in 2015 geproduceerde elektriciteit. In 2007 vertegenwoordigde de top 3 nog 95,0% van de totale geproduceerde elektriciteit. Deze evolutie in 9 jaar komt overeen met een daling van 32,7 TWh, hetzij in relatieve termen een daling van 39,5% van de conventionele productie.
30
De laatste steenkoolcentrale Genk-Langerlo werd eind april 2016 gesloten.
Niet-vertrouwelijk
31/171
De op maandbasis geproduceerde elektrische energie door de productie-eenheden die zijn aangesloten op het Elia-net, wordt per energiebron weergegeven in Figuur 10. Deze figuur toont dat tijdens de periode 2012-2015, waarin meerdere kerncentrales langdurig werden stilgelegd, het productieverlies niet werd gecompenseerd door de andere nietnucleaire eenheden, maar hoofdzakelijk door import van elektriciteit, zoals aangetoond in het hoofdstuk over interconnecties (zie infra). De STEG’s hebben meer geproduceerd tijdens de laatste vier maanden van 2014, die de periode (52 dagen) omvatten waarin vier kerncentrales tegelijkertijd onbeschikbaar waren. In 2015 hebben de aardgaseenheden opnieuw meer elektriciteit geproduceerd en hebben ze het niveau van 2014 overschreden (+1,1 TWh). Het relatief dalende aandeel van de aardgaseenheden tot in 2013, al weergegeven in Tabel 6, wordt ook weergegeven in Figuur 10. Sinds 2013 neemt het relatieve aandeel van aardgas opnieuw toe, zonder echter de niveaus van 2009/2010 te overschrijden. Het stijgend aandeel van windenergie in het geheel van de elektrische productie-eenheden is minder zichtbaar. 9.000
GWh 8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Nucleair
Aardgas
Steenkool
Pompcentrales
Windenergie
Andere hernieuwbare bronnen
Andere
Figuur 10: De elektrische energie die maandelijks wordt geproduceerd door de productie-eenheden volgens het type van gebruikte brandstof tussen 2007 en 2015 Bronnen: Elia, CREG
De volgende figuur geeft, vanuit een andere invalshoek, een relatieve vergelijking (%) van de in 2015 geproduceerde elektrische energie ten opzichte van de gemiddelde geproduceerde elektrische energie tussen 2007 en 2014 door de productie-eenheden per type gebruikte brandstof. Met uitzondering van steenkool en kernenergie, nemen de relatieve
Niet-vertrouwelijk
32/171
aandelen van de andere energiebronnen toe. De grootste vooruitgang werd geboekt door windenergie.
3,9% 2,1%
Andere Andere hernieuwbare… Windenergie Pompcentrales Steenkool
5,0% 2,7% 5,2% 1,1%
Geproduceerde energie volgens het type van gebruikte branstof tussen 2015 vs de gemiddelde 2007/2014
2,0% 1,7%
6,8% 7,0% 31,7% 30,4%
Aardgas
45,4%
Nucleair 0,0%
54,9% 10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
Figuur 11: Relatieve vergelijking van de in 2015 geproduceerde elektrische energie ten opzichte van de gemiddelde geproduceerde elektrische energie tussen 2007 en 2014 door de productie-eenheden per type gebruikte brandstof (%) Bronnen: Elia en CREG
Productiecapaciteit per marktspeler. Tabel 7 toont een schatting van de productiecapaciteit per marktspeler voor de laatste 9 jaar. De maand december van het beschouwde jaar wordt systematisch als referentieperiode beschouwd.
(GW) Electrabel EDF-Luminus E.ON T-Power Enel Autres (<2%) Total
Productiecapaciteit (GW) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 13,1 13,6 12,0 11,5 11,2 10,9 9,9 9,4 9,3 1,9 2,0 2,3 2,4 2,4 2,3 2,2 1,8 1,7 0,0 0,0 1,4 1,4 1,4 1,4 1,0 1,0 1,3 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,7 0,7 0,9 1,1 1,3 1,3 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,4
Marktaandeel (%) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 85% 85% 74% 70% 68% 67% 66% 66% 65% 12% 13% 14% 14% 14% 14% 15% 13% 12% 0% 0% 8% 8% 8% 8% 7% 7% 9% 0% 0% 0% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 0% 0% 0% 0% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 4% 4% 6% 7% 9% 9% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% HHI 7.440 7.350 5.820 5.220 4.900 4.740 4.660 4.540 4.420
Tabel 7: Marktaandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de productiecapaciteit van elektriciteit Bronnen: Elia, CREG
Uit deze tabel blijkt dat de erosie van het marktaandeel van Electrabel sinds 2007 zijn dalende trend in 2015 voortzet; ze daalt van 85,4% in december 2007 tot 64,5% in december 2015, het laagste niveau sinds 2007. De erosie van het marktaandeel van Electrabel zet zich na 2011 aan een trager ritme voort dan tussen 2007 en 2010.
Niet-vertrouwelijk
33/171
Ten opzichte van 2014 is absoluut gezien de productiecapaciteit van:
Electrabel lichtjes gedaald, waardoor de dalende trend sinds 2008 verder wordt bestendigd;
EDF Luminus verder lichtjes afgenomen, waardoor de daling die in 2011 was begonnen, wordt voortgezet.
Hoewel de daling van de productiecapaciteit van Electrabel sinds 2008 significant is, is ze verre van voldoende om te kunnen spreken van een volledig competitieve marktstructuur. De Herfindahl-Hirschman Index (HHI), die een maat is van de marktconcentratie, bedraagt, alhoewel een lichte daling ten opzichte van het vorige jaar, nog 4.42031 einde 2015. Een markt wordt beschouwd als zeer geconcentreerd vanaf een HHI van 2.000. Als België een competitieve productiemarkt wil ontwikkelen, lijkt de af te leggen weg nog lang te zijn. De geproduceerde energie per marktspeler. Tabel 8 toont een schatting van de geproduceerde energie per marktspeler voor de laatste 9 jaar. Het volledige jaar wordt beschouwd voor deze evaluatie; als de productie-eenheid van eigenaar verandert in de loop van het jaar, wordt deze verandering eveneens beschouwd.
Electrabel EDF-Luminus Eneltrade E.ON Andere (<2%) Totaal
Geproduceerde energie (TWh) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 71,2 65,8 69,4 62,4 58,0 49,8 48,9 39,8 35,4 9,3 9,4 12,2 12,2 9,3 8,5 8,8 7,8 6,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 1,3 1,4 0,7 1,2 0,0 0,0 1,3 8,8 8,5 7,8 6,9 6,3 4,7 2,1 2,2 2,6 3,0 4,3 4,1 4,4 5,0 6,5 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,6 54,6
Marktaandeel (%) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 86% 85% 81% 72% 72% 70% 69% 67% 65% 11% 12% 14% 14% 12% 12% 13% 13% 13% 0% 0% 0% 0% 0% 2% 2% 1% 2% 0% 0% 2% 10% 11% 11% 10% 11% 9% 3% 3% 3% 3% 5% 6% 6% 8% 12% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% HHI 7.570 7.370 6.800 5.520 5.490 5.120 5.090 4.720 4.470
Tabel 8: Aandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de geproduceerde energie Bronnen: Elia, CREG
De gegevens getuigen, voor het vijfde opeenvolgende jaar, van een daling van de totale productie. Volgens deze gegevens, werd 54,6 TWh geproduceerd in 2015 tegen 59,6 TWh in 2014, hetzij een daling van 8,1% ten opzichte van 2014 en van 36,8% ten opzichte van 2010, het jaar met de hoogste productie van de bestudeerde periode. Electrabel heeft 35,4 TWh geproduceerd in 2015, hetzij 4,3 TWh minder dan in 2014 en 35,8 TWh minder dan in 2007. In 2015 bedroeg het marktaandeel van Electrabel 64,8%. Dit is het laagste niveau van de laatste 9 jaar. Eén van de belangrijkste redenen van de daling
Om de HHI te berekenen werden de gegevens met betrekking tot de marktkoppelingen – zowel voor invoer als voor uitvoer – niet opgenomen. De reden hiervoor is dat de CREG niet over deze gegevens beschikt. 31
Niet-vertrouwelijk
34/171
van de productie van Electrabel en in de volledige regelzone van Elia is de nietbeschikbaarheid van meerdere kerncentrales. Als deze centrales beschikbaar zouden zijn geweest, zou de aanvullende nucleaire elektriciteitsproductie, bij maximaal vermogen, in 2014 en 2015, ongeveer 14 tot 21 TWh/jaar hoger geweest zijn, waarvan ongeveer 76% voor Electrabel en 20% voor EDF-Luminus.
II.3
Geplande en niet-geplande stilstanden van productieeenheden (Outages) Artikel 15 van Verordening (EU) nr. 543/201332 stelt de publicatieplichten vast
betreffende de niet-beschikbaarheid van opwekkingseenheden 33 en productie-eenheden door de TNB's en, indien van toepassing, door de gegevensleveranciers. Deze informatie heeft betrekking op eenheden van minstens 100 MW. Sinds begin 2015 verzamelt het Europese transparantieplatform Entso-E deze informatie. De Belgische gegevens waarover Elia beschikt, zijn ook raadpleegbaar op de website van de TNB34. De CREG heeft op basis van gegevens die Elia heeft gecommuniceerd35, een theoretische beschikbaarheidsgraad berekend van alle eenheden die op het Elia-net zijn aangesloten, door de duur tijdens dewelke de eenheid operationeel is te delen door de totale theoretische maximumduur. Deze beschikbaarheidsgraad kan dus theoretisch gezien variëren van 0 tot 100%, maar deze uiterste waarden worden zelden bereikt. Meerdere oorzaken kunnen de variatie in beschikbaarheid van een productie-eenheid verklaren, onder meer:
de ouderdom en flexibiliteit van de productie-eenheid;
veiligheidsaspecten;
wettelijke levensduur van centrales (van nucleaire eenheden);
het periodieke onderhoud van de productie-eenheid;
32
Verordening (EU) nr. 543/2013 van de Commissie van 14 juni 2013 betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten en houdende wijziging van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad. 33 Voor wat niet-beschikbaarheden betreft, kan een onderscheid worden gemaakt tussen geplande nietbeschikbaarheden (unavailable planned) en niet-geplande niet-beschikbaarheden (forced outage). 34 http://www.elia.be/nl/grid-data/productie/ongeplande-uitdienstnames: de tabellen bevatten de naam van de eenheid, de brandstof, het vermogen voor en na uitdienstname en de datum en het uur waarop de uitdienstname begonnen is, met uitzondering van de productie-eenheden Langerlo 1 & 2 die op Entso-E te vinden zijn (https://transparency.entsoe.eu/). 35 CIPU-nominatie (bron : Elia).
Niet-vertrouwelijk
35/171
de defecten van de productie-eenheid;
het type productie van de productie-eenheid: basis- of piekproductie, intermitterend en/of prioritair;
de afwezigheid van de vraag naar elektriciteit. De volgende Figuur 12 geeft de beschikbaarheden van de productie-eenheden weer
volgens de gebruikte brandstof en voor de periode van 2007 tot en met 2015:
de meest opvallende ontwikkeling in de theoretische beschikbaarheid is die van de kerncentrales, met name een daling van de theoretische beschikbaarheid van 91,7% in 2007 tot net onder de 50,0% in 2015;
het omgekeerde is waar voor windenergie, die in 2015 de hoogste theoretische beschikbaarheidsgraad heeft, met name 100%. Deze vaststelling geldt voor de parken als geheel en niet voor elke afzonderlijke windmolen, want de CREG beschikt nog niet over deze gegevens.
100%
100%
100% 96%
95%
92% 88% 84%
86%
88%
90%
90% 87%
83%
80% 77%
77%
76%
70%
80% 74%
78%
78%
70% 63%
60%
50%
40%
20%
0% 2007
Steenkool
2008
Aardgas
2009
Nucleair
2010
Andere
2011
2012
Andere hernieuwbare bronnen
2013
Pompcentrales
2014
2015
Windenergie
Figuur 12: Beschikbaarheid (%) van de elektriciteitsproductiecentrales per type brandstof van 2007 tot en met 2015 Bronnen: CREG en Elia
In de volgende Tabel 9 heeft de CREG voor elk jaar en per brandstoftype de verhouding bepaald tussen de geproduceerde energie en de theoretische maximumproductie, ofwel het maximumvermogen van de eenheden vermenigvuldigd met het aantal uren per jaar, om een vergelijking te kunnen maken met de verhouding tussen de geproduceerde energie en de maximaal beschikbare productie. Zo heeft het gehele nucleaire park in 2015 gemiddeld
Niet-vertrouwelijk
36/171
47,8% van de totale theoretische productie geproduceerd en de beschikbare eenheden hebben aan 95,7% van hun maximumvermogen gewerkt. Deze resultaten zijn opgenomen in onderstaande figuur, die uitgaat van een beschikbaarheid van deze centrales van 50,0% (47,8%/95,7%) (zie Tabel 9). De beschikbare steenkooleenheden hebben aan 73,2% van hun maximumvermogen gewerkt, d.i. het hoogste niveau van de laatste 9 jaar, en de aardgaseenheden aan net geen 42,7%, hoger dan in 2012-2014, maar een stuk onder de percentages van de jaren daarvoor. De windturbines op hun beurt, hebben in 2015 het hoogste niveau van de bestudeerde periode behaald. 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
E/PmaxT Steenkool
51,9%
47,2%
47,0%
44,1%
40,2%
51,7%
50,8%
49,1%
57,4%
E/PmaxA Steenkool
59,3%
61,4%
56,3%
55,1%
46,4%
57,8%
68,6%
55,3%
73,2%
E/PmaxT Gas
50,6%
44,8%
53,3%
54,3%
38,9%
36,2%
30,9%
32,8%
37,2%
E/PmaxA Gas
57,7%
55,0%
61,7%
61,3%
50,6%
42,3%
36,5%
36,5%
42,7%
E/PmaxT Nucleair
88,3%
83,3%
86,6%
88,1%
88,5%
73,9%
78,3%
61,8%
47,8%
E/PmaxA Nucleair
96,3%
96,8%
97,9%
97,9%
97,8%
97,7%
98,3%
98,4%
95,7%
E/PmaxT Andere
17,8%
17,3%
15,1%
20,3%
21,7%
33,5%
40,2%
41,8%
44,9%
E/PmaxA Andere
19,6%
19,2%
18,1%
28,9%
30,9%
38,8%
40,5%
45,8%
47,8%
E/PmaxT Andere hernieuwbare bronnen
51,4%
54,3%
50,6%
55,5%
54,0%
56,4%
59,5%
55,3%
62,6%
E/PmaxA Andere hernieuwbare bronnen
54,1%
55,3%
53,0%
57,1%
57,7%
67,8%
73,5%
70,6%
75,5%
E/PmaxT Pompcentrales
10,6%
11,1%
11,8%
11,1%
10,1%
10,6%
10,9%
9,7%
9,0%
E/PmaxA Pompcentrales
12,6%
13,2%
14,4%
12,6%
12,6%
12,2%
12,1%
10,3%
9,4%
E/PmaxT Windenergie
17,8%
12,0%
18,3%
20,6%
36,0%
24,5%
26,8%
32,3%
39,8%
E/PmaxA Windenergie
17,8%
12,0%
18,7%
23,3%
36,1%
25,1%
27,1%
32,3%
39,8%
Tabel 9:
Het relatieve aandeel (%) van de geproduceerde energie (E) ten opzichte van de theoretische maximumproductie (PmaxT) en de beschikbare maximumproductie (PmaxA) Bronnen: Elia, CREG
De nucleaire problematiek heeft sinds 2012 een sterke invloed op de Belgische elektriciteitssituatie. Op de volgende figuur kan gemakkelijker een algemeen beeld worden gevormd van de omvang van de niet-beschikbaarheden van de kerncentrales. Tussen 2007 en 2011 varieerde de totale niet-beschikbaarheid van 8,3% (2007) tot 13,9% (2008), waarbij de niet-geplande stilstanden (forced outages) schommelden tussen 1,5% (2011) en 3,5% (2008). Na 2012 is de situatie gevoelig verslechterd, met niet-beschikbaarheidsgraden van 20,3% (2013) tot 50,0% (2015) en niet-geplande stilstanden tot zelfs 29,5% (2014). De grote variatie in de niet-geplande stilstanden de laatste 2 jaar is het gevolg van het feit dat, op basis van de gegevens die de CREG ontvangen heeft, de stilstanden van Doel 3 en Tihange 2 in 2014 werden beschouwd als forced outages, terwijl ze in 2015, gezien de duur van hun nietbeschikbaarheid over twee boekjaren, werden geboekt als geplande stilstanden.
Niet-vertrouwelijk
37/171
100% 90% 80%
70% 60% 50% 40%
30% 20% 10% 0% 2007
2008
PMax beschikbaar
2009
2010
2011
2012
Pmax geplande onbeschikbaarheid
2013
2014
2015
PMax niet-geplande stop
Figuur 13: Beschikbaarheid van het vermogen van de kerncentrales (%), met onderscheid tussen de geplande nietbeschikbaarheden (planned unavailable) en de niet-geplande niet-beschikbaarheden (forced outages) van 2007 tot en met 2015 Bronnen: CREG en Elia
De radarfiguur hierna geeft, vanuit een andere invalshoek, een samenvatting van de nucleaire problematiek voor de tot hiertoe moeilijkste periode van het Belgische nucleaire park. De figuur geeft per kerncentrale het totale aantal geplande (PU) of niet-geplande (FO)36 onbeschikbaarheidsdagen weer. In 2015 lagen drie centrales bijna het hele jaar stil, wat nog nooit eerder is gebeurd. Het aantal stilstanden neemt sinds 2012 geleidelijk toe, met uitzondering van 2013, om in 2015 een maximum te bereiken.
36
PU = planned unavailability en FO = forced outage
Niet-vertrouwelijk
38/171
DOEL 1 (433 MW)
350
315
300 DOEL 2 (433 MW)
TIHANGE 3 (1.046 MW) 250 200
150 100 50 32
TIHANGE 2 (1.008 MW)
345
DOEL 3 (1.006 MW)
0
279
358 61
126
97 162
DOEL 4 (1,038 MW)
Tihange 1N (481 MW)
2012
2013
2014
2015 Tihange 1S (481 MW)
Figuur 14: Totale aantal onbeschikbaarheidsdagen van kerncentrales tussen 2012 en 2015 Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
39/171
III. Elektriciteitsafname Dit hoofdstuk analyseert de elektriciteitsafname (of de belasting van het netwerk) in de regelzone van Elia37 op basis van de elektriciteitsafnamegegevens van de transmissienetbeheerder. Dit betekent niet dat het volledige elektriciteitsverbruik in België38 wordt gemeten, maar deze aanpak geeft wel een goed beeld van de werking van de markt.
37
De belasting van het Elia-net is een berekening gebaseerd op de injecties van elektrische energie in het Elia-net. Ze omvat de nettoproductie van de (lokale) centrales die injecteren aan een spanning van minstens 30 kV en de balans van de invoer en uitvoer. De productie-installaties die aangesloten zijn op een spanning van minder dan 30kV in de distributienetten, worden enkel meegerekend voor zover een netto-injectie op het Elia-net wordt gemeten. De energie die nodig is voor het oppompen van water in de opslagbassins van de pompcentrales aangesloten op het Elia-net, wordt afgetrokken. De injecties van de decentrale productie-eenheden aangesloten op een spanning lager dan 30 kV in de distributienetten zijn niet opgenomen in de belasting van het Elia-net. Het Elia-net omvat de netten op een spanning van minstens 30 kV in België, alsook het net van Sotel/Twinerg in het zuiden van het Groothertogdom Luxemburg (bron: Elia). 38 Synergrid deelt schattingen over het elektriciteitsverbruik in België mee. Het bedraagt 81,5 TWh in 2015 tegenover 80,4 TWh in 2014, hetzij een stijging van 1,4%: enerzijds stemt het verbruik van de afnemers die rechtstreeks op het Elia-net zijn aangesloten (48,1 TWh) overeen met het laagste afnameniveau van de verslagperiode. Dankzij de productieeenheden die rechtstreeks op het net van de DNB's zijn aangesloten is het totale nettoverbruik van deze klanten (54,2 TWh1) licht gestegen in vergelijking met 2014 (+1,1%). Dit is onder andere het gevolg van het feit dat de temperaturen minder zacht waren dan het jaar ervoor; anderzijds is het verbruiksniveau van de grote afnemers die op het net van Elia zijn aangesloten (27,3 TWh), autoproductie inbegrepen2, in vergelijking met 2014 voor het tweede jaar op rij gestegen (+1,9% in 2015). 1 Ramingen van productie en autoproductie: 8,5 TWh in 2015 tegenover 7,1 TWh in 2014. 2 Ramingen: 9,5 TWh in 2015 tegenover 8,2 TWh in 2014. Bron: Synergrid (http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=18213#) (http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=2015_F_FLUX__ELECTRICITE.pdf).
Niet-vertrouwelijk
40/171
100%
1,3%
1,7%
3,3%
11,7%
80%
60,0% 60%
57,8%
40%
16,5%
20%
35,0% 0,6%
12,1% 0%
Afname en Uitvoer
Productie en Invoer Invoer Frankrijk
Invoer Luxemburg
Invoer Nederland
centrales productie
Lokale producties
Injecties vanaf de DNB
Rechtstreekse afnemers
DNB afnemers
Uitvoer
Energieverliezen
Figuur 15: Wie verbruikt de elektriciteit afkomstig van producenten en netto-invoer in 2015 Bronnen: Elia, CREG
III.1
Evolutie van het elektriciteitsverbruik De geproduceerde elektriciteit die door het Elia-net39 stroomt bedroeg 77,2 TWh in
2015, d.w.z. eenzelfde niveau als dat van 2014, en een van de laagste niveaus van de verslagperiode. Deze vaststelling wordt geïllustreerd in Figuur 16 door de evolutie van de belastingduurcurves. Deze grafiek toont het elektriciteitsverbruik voor de laatste 9 jaar. Elk kwartier van het jaar wordt gerangschikt in aflopende volgorde, van het kwartier met het hoogste verbruik tot het kwartier met het laagste verbruik. Op de X-as worden, per kwartier, de 8.76040 uur die een jaar bevat uitgezet en op de Y-as de verbruiksvermogens uitgedrukt in MW. Gemiddeld was het maximaal afgenomen vermogen in de loop van de jaren 2007-2013 iets hoger dan 13.500 MW. Het jaar 2007 vertoonde met 14.033 MW het hoogste piekverbruik per kwartier. In 2014 en 2015 werden het laagste piekverbruiken behaald met een maximaal vermogen van 12.736 MW in 2014 en 12.634 MW in 2015, hetzij een verschil van 1.399 MW ten opzichte van 2007. Om de piek te beleveren, moeten aanzienlijke middelen worden
39
De verschillen tussen de ramingen van het elektriciteitsverbruik van Synergrid en Elia worden hoofdzakelijk veroorzaakt door het feit dat er bij de opname van de elektriciteit die enkel door het Elianet stroomt geen rekening wordt gehouden met de op de DNB's aangesloten productie en de netverliezen van de DNB's (zie eveneens voetnoot 38). 40 In 2008 en 2012 zijn er 24 uur extra omdat dit twee schrikkeljaren zijn.
Niet-vertrouwelijk
41/171
aangewend of moet elektriciteit worden ingevoerd tijdens zeer korte discontinue periodes, hetzij gemiddeld - voor de bestudeerde periode - ongeveer 1.600 MW (1.594 MW in 2015) gedurende 400 uur (4,6% van de tijd), waarvan ongeveer 1.000 MW gedurende 100 uur of ongeveer 1.300 MW gedurende 200 uur. 14.000
14.033 MW
13.000 12,634 12.000
11.000
10.000
9.000
8.000 400 uren
7.000 200 uren 6.000 5,529 1/4 uur
100 uren 5.000
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figuur 16: De monotonen van het elektriciteitsverbruik van 2007 tot 2015 in de regelzone van Elia Bronnen: Elia, CREG
Het gemiddelde afgenomen vermogen tussen 2007 en 2015 bedraagt ongeveer 9.400 MW (8.802 MW in 2015). Voor dezelfde periode kan de gemiddelde baseload worden geschat op iets minder dan 6.000 MW gedurende de 8.760 uur van het jaar. Tabel 10 toont de totale elektriciteitsafname voor 2007 tot 2015, evenals de maximale en minimale vermogens gevraagd in de loop van deze jaren. In 2015 bedroeg het totale elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia 77,2 TWh, d.w.z. eenzelfde niveau als in 2014. Dit is, samen met het verbruik van 2014, het laagste verbruik van de laatste 9 jaar. Deze daling is een gevolg van de economische situatie, de technische evoluties voor een efficiënter energiegebruik en het toenemende belang van decentrale productie, zoals de energie geproduceerd door zonnepanelen of windturbines. Deel III.3 (paragrafen 57 en volgende) licht deze evolutie nader toe.
Niet-vertrouwelijk
42/171
Verbruik
2007
Totaal (TWh) Maximaal gevraagd vermogen (MW) Minimaal gevraagd vermogen (MW)
88,6
2008 87,8
2009 81,6
2010 86,5
2011 83,3
2012
2013
81,7
80,5
2014 77,2
2015 77,2
14.033 13.431 13.513 13.845 13.201 13.369 13.385 12.736 12.634 6.378
6.330
5.895
6.278
6.232
5.845
5.922
5.889
5.529
Baseload (TWh)
55,9
55,6
51,6
55,0
54,6
51,3
51,9
51,6
48,4
% baseload
63%
63%
63%
64%
66%
63%
64%
67%
63%
Tabel 10: Verbruik (TWh) en gevraagd vermogen (MW) van 2007 en 2015 Bronnen: Elia, CREG
Het maximale gevraagde vermogen bedraagt 12.634 MW in 2015, het laagste niveau voor de bestudeerde periode. De minimale elektriciteitsafname in 2015 bedraagt 5.529 MW, eveneens het laagste niveau van de bestudeerde periode. Dit betekent een baseload van 48,4 TWh of 62,7 % van het totale verbruik, het laagste niveau van de laatste 9 jaar, maar min of meer in lijn met de voorgaande jaren. Figuur 17 toont de evolutie van het jaarlijks gemiddelde en maximale elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia alsmede hun trendlijn. Hieruit blijkt dat het gemiddeld afgenomen elektriciteitsvermogen sinds 2007 jaarlijks met ongeveer 1,6% daalt. Belangrijker nog is de verdere gemiddelde daling tussen 2007 en 2015 van 1,4%/jaar van het maximaal afgenomen elektriciteitsvermogen. Het maximaal afgenomen vermogen in 2015 is het laagste van de 9 geanalyseerde jaren. Deze daling zet zich door ondanks het feit dat de weersomstandigheden van 2014 (met slechts 1.828 graaddagen41 in 2014) zich in 2015 niet hebben herhaald. In 2015 werden 2.112 graaddagen vastgesteld, hetzij 8,2% lager dan de normale graaddagen, maar gevoelig hoger dan in 2014.
41
Bron: http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=17601&language_code=NED.
Niet-vertrouwelijk
43/171
14.500 MW 14.033
13.845
13.500 13.431
13.369
13.513
13.385
y = -140,23x + 14051 R² = 0,7114
13.201 12.736
12.500
12.634
11.500
10.500 10.116
9.991
9.875 9.515
9.500 9.312
9.193
9.303
8.808
y = -159,64x + 10234 R² = 0,8284 8.811
8.500
2007
2008
2009 Maximum
2010 Gemiddeld
2011
2013
2012
Lineair (maximum)
2014
2015
Lineair (gemiddeld)
Figuur 17: Evolutie van het gemiddelde en maximale elektriciteitsvermogen (MW) in de regelzone van Elia en trendlijnen voor de periode 2007-2015 Bronnen: Elia en CREG
Figuur 18 toont op meer gedetailleerde wijze de evolutie van de afgenomen elektriciteitsvermogens in de regelzone van Elia voor de laatste 9 jaar. Er worden vier niveaus weergegeven: -
het hoogste (blauwe lijn – "maxCap");
-
100 uur na het hoogste niveau (rode lijn – "Cap@hr100");
-
200 uur na het hoogste niveau (groene lijn – "Cap@hr200");
-
400 uur na het hoogste niveau (paarse lijn – "Cap@hr400").
Tot 2014 werd bij alle niveaus een steeds verder dalende trend waargenomen. Het blijkt dat hoe lager het afgenomen vermogen ligt, hoe sterker de dalende trend toeneemt. Hoe meer de negatieve trend toeneemt en hoe minder sterk de schommelingen rondom de trend zijn, hoe hoger het voorspellend vermogen (R²). De daling van het afgenomen elektriciteitsvermogen bij het 100ste uur wordt geschat op gemiddeld 1,2% per jaar. In 2015 is er een kleine onderbreking in de dalende trend. De daling van het afgenomen elektriciteitsvermogen bij het 100ste uur wordt echter geschat op gemiddeld 1,4% per jaar.
Niet-vertrouwelijk
44/171
Het jaarlijkse verschil tussen het hoogste afgenomen vermogen ("maxCap") en dat bij uur 100 ("Cap@hr100") varieert tussen 900 en 1.300 MW. Anders gezegd: dit betekent dat enkel bij minder dan 100 uur een aanvullend vermogen van +/- 1.100 MW noodzakelijk is om te voldoen aan de vraag. Voor de 100 volgende uren ("Cap@hr200") worden iets meer dan 200 MW toegevoegd. Voor de 400 uur ("Cap@hr400"), hetzij 4,6% van de tijd, moet gemiddeld worden gerekend op 1.600 MW, hetzij 12,0% van de piek (12,6% voor 2015). 14.500
14.000
MW
14.033 13.845
13.500 13.431
13.513
13.385
13.369 13.201 13.000 12.889
12.841
12.672
12.605
12.736 y = -140,23x + 14051 R² = 0,7114
12.544
12.500 12.405
12.315
12.370 12.150
12.302
12.287
12.330
12.242
12.038
12.110
12.000
12.041
11.981
11.821
11.697
y = -135,05x + 12980 R² = 0,7016
11.682
11.645
11.673
11.500
12.634
11.647
11.356
y = -159,04x + 12548 R² = 0,7718 11.000 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
11.365 y = -145,29x + 12786 R² = 0,7215 11.009 11.039
2014
MaxCap
Cap@u100
Cap@u200
Cap@u400
Lineair (MaxCap)
Lineair (Cap@u100)
Lineair (Cap@u200)
Lineair (Cap@u400)
2015
Figuur 18: Evolutie van de verbruiksniveaus gerangschikt binnen de Elia-zone (MW) voor 2007-2015 (voor het hoogste ¼ uur, uur 100, uur 200 en uur 400), alsook hun trendlijn Bronnen: Elia en CREG
De hierboven aangehaalde cijfers werden niet gewogen om rekening te houden met de temperatuur en de lokale productie. Voor het verbruik op het moment van de piek werd door de CREG een grotere prijselasticiteit waargenomen wanneer grote consumenten hun verbruik verminderen op het moment dat de prijzen hoog zijn. De CREG vraagt zich af in welke mate de hierboven vastgestelde evoluties al dan niet structureel zijn, te wijten zijn aan de conjunctuur, de weersomstandigheden (niet vastgesteld in 2015 in vergelijking met 2014) of andere redenen. Anders geformuleerd: zal de neerwaartse trend van het maximale en gemiddelde verbruik zich doorzetten, bijvoorbeeld door economische groei? Om met meer zekerheid een antwoord te kunnen geven op deze vraag, zal een diepgaande analyse nodig zijn. Een dergelijke analyse valt echter buiten het bestek van dit monitoringrapport.
Niet-vertrouwelijk
45/171
III.2
Evolutie van het elektriciteitsverbruik in functie van de weersomstandigheden Het elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia tussen 200742 en 2015, dat in Figuur
19 is opgenomen, wordt hier op maandelijkse basis weergegeven. De vorm van de curven geeft reeds een belangrijke indicatie van de seizoenseffecten op het elektriciteitsverbruik. In de wintermaanden ligt het gemiddelde elektriciteitsverbruik gevoelig hoger (tot 2.000 MW) dan in de zomermaanden. 11.500
11.000
MWh/uur
11.065
10.993
10.998 10.904
10.676 10.500
10.379
10.360
10.304
10.175 10.000
10.009
9.921 9.801
9.777
9.692
9.724 9.600 9.589
9.589
9.500
9.375 9.153
9.185
8.703
8.793 8.547
8.500
9.064
8.978
9.055
9.000
8.571
8.535 8.305 8.224
8.130
8.154
8.080
8.000
7.981
7.958
7.500 1
2
3
4 2014
5 2015
6
7
min. curve 2007-2013
8
9
10
11
12
max. curve 2007-2013
Figuur 19: Maandelijks gemiddeld verbruik in de regelzone van Elia tussen 2007 en 2015 Bronnen: Elia en CREG
Aangezien Figuur 19 geen rekening houdt met de temperatuursinvloed, is het relevant de impact hiervan op het elektriciteitsverbruik te beschrijven. Het elektriciteitsverbruik evolueert immers niet uitsluitend in functie van de seizoenen, maar eveneens in functie van meer plaatselijke en tijdelijke weersomstandigheden zoals hittegolven en zeer koude periodes. Hiertoe wordt, in Figuur 20, een lineaire relatie beschreven tussen de equivalente dagtemperatuur43 en vier gegevensreeksen:
42
De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft er voor elke maand van de zeven jaar het laagste en hoogste gemiddelde van het maandelijkse verbruik in de regelzone van Elia. De jaren 2014 en 2015 worden afzonderlijk weergegeven in de figuur. 43 De equivalente dagtemperatuur bekomt men door 60% van de gemiddelde temperatuur van dag D op te tellen bij 30% van de temperatuur van dag D-1 en dit nogmaals op te tellen bij 10% van de temperatuur van dag D-2 (bron: http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-enpublicataies/graaddagen).
Niet-vertrouwelijk
46/171
1. de belasting van het Elia-net (blauw); 2. de totale elektriciteitsvraag (oranje): dit omvat, bovenop de belasting van het Elia-net, de injectie van PV- en windinstallaties op het distributienet (<30 kV). Het is aldus een betere weerspiegeling van de volledige vraag naar elektriciteit in de regelzone van Elia; 3. de belasting van het distributienet (groen): de som van de belasting van alle netten die worden uitgebaat door de distributienetbeheerders; 4. de belasting van het transmissienet (geel): het verschil tussen de belasting van het Elia-net en de belasting van de onderliggende distributienetten; De lineaire regressie wordt enkel uitgevoerd op weekdagen. Immers, tijdens weekend- en feestdagen wordt doorgaans een lager elektriciteitsverbruik waargenomen. Dit is het gevolg van een algemeen verminderde (economische) activiteit ten opzichte van weekdagen. Bovendien worden dagen met een gemiddelde equivalente temperatuur hoger dan 16°C niet in beschouwing genomen (licht gekleurde datapunten in de bovenstaande figuur). Zoals duidelijk te zien is in de figuur, verdwijnt de lineaire relatie immers boven die grens. Intuïtief kan worden gesteld dat vanaf de temperatuur onder 16°C daalt, men meer elektriciteit begint te verbruiken voor verwarmingsdoeleinden. Uit Figuur 20 blijkt dat, bij een daling van de equivalente dagtemperatuur met 1°C, de totale vraag naar elektriciteit stijgt met 160 MW. De belasting van het Elia-net stijgt daarentegen maar met 145 MW. Intuïtief kan worden verwacht dat een deel van een stijging (of daling) van de temperatuur gepaard gaat met beter weer en dus een stijging van de productie uit fotovoltaïsche panelen. Dit heeft een neerwaartse invloed op de belasting van het net (bij gelijkblijvende elektriciteitsvraag). Dit verklaart de lagere temperatuursgevoeligheid van de belasting van het Elia-net ten opzichte van de totale elektriciteitssvraag. Van de stijging van 145 MW per graad Celcius wordt 133 MW op distributieniveau waargenomen. De belasting van het transmissienet stijgt ook bij een daling van de temperatuur, zij het maar met 14 MW/°C. De verklaringskracht van de regressies is relatief hoog voor de belasting van het volledige Elia- en distributienet en voor de totale elektriciteitsvraag (de R² schommelt rond 0,66). Op transmissieniveau is deze lineaire regressie weinig verklarend (R² = 0,08). Hier is dus, nog meer dan op distributieniveau, de belasting van het net te verklaren door andere factoren dan de equivalente dagtemperatuur.
Niet-vertrouwelijk
47/171
14.000 16°C
MW
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000 y = -159,72x + 12071 y = -145,48x + 10733 y = -133,35x + 7067,1 y = -13,884x + 3688,4 R² = 0,6612 R² = 0,6671 R² = 0,6698 R² = 0,0775
0 -5
0 Totale elektriciteitsvraag
5
10 Belasting Elia-net
15 Belasting transmissienet
Teq (°C) 20
25
30
Belasting distributienet
Figuur 20: Invloed van de equivalente dagtemperatuur (Teq, horizontale as, in °C) op het totale elektriciteitsverbruik (oranje) en de belasting van het Elia-net (blauw), opgesplitst in transmissie (geel) en distributie (groen) voor alle werkdagen van het jaar 2015 Bron: CREG
III.3
Gebruiksprofiel en impact van zonnepanelen Figuur 21 toont de evolutie van het gemiddelde afgenomen vermogen per kwartier in
de regelzone van Elia voor de jaren 2007 tot 2015. Deze figuur toont de progressieve en continue daling van het verbruik voor de jaren 2009 (groene lijn), 2012 (oranje lijn), 2013 (zwarte lijn) en vooral 2014 (rood-oranje lijn) en 2015 (groene stippellijn). Het profiel van de jaren 2014 en 2015 - beide jaren lijken sterk op elkaar - bevestigt de progressieve daling van het gevraagde vermogen tijdens de dagperiode en in mindere mate tijdens de nachtperiode. De piek op het einde van de voormiddag is sinds 2013 verdwenen. De productie door zonnepanelen heeft zonder twijfel bijgedragen tot het verdwijnen van de middagpiek. Het laagste verbruik van de dag tijdens de nachtperiode werd daarentegen nog dieper en bereikt 7.496 MW net voor 4:00 uur, wat in 2015 wordt bevestigd met een vrijwel identiek niveau (7.547 MW).
Niet-vertrouwelijk
48/171
11.500
MW
11.221
11.000
10.500
10.000
9.701
9.733
9.500 9.217 9.000
9.132 9.044
8.804
8.659
8.763
8.746
8.500
8.000 7.696 7.547
7.500
7.496
7.000
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figuur 21: Gemiddeld elektriciteitsverbruik per kwartier in de Elia-zone voor 2007 tot 2015 (MW) Bronnen: Elia en CREG
Figuur 21 toont niet alleen dat het elektriciteitsverbruik op de middag in 2014 en 2015 gedaald is ten opzichte van de voorgaande jaren, maar ook dat de daling minder uitgesproken is tijdens de daluren. De variabiliteit van het elektriciteitsverbruik doorheen de dag blijkt dus af te nemen. Deze waarnemingen worden bevestigd door Figuur 22 die de gemiddelde variabiliteit toont doorheen de dag, gemeten met behulp van de standaardafwijking ("Av DStdev" – blauwe lijn) alsook de standaardafwijking van het verschil in elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende dagen ("StdDev of DvD-1" – rode lijn). Figuur 22 toont op de rechteras ook de standaardafwijking van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren ("Stdev of QtoQ – right axis" – groene lijn). Deze laatste statistieken dalen eveneens, maar in mindere mate, tot in 2012. Vanaf 2013 wordt de daling sterker. Hieruit volgt dat de variabiliteit van de vraag naar elektriciteit niet alleen vermindert tijdens de dag maar ook tussen twee opeenvolgende kwartieren. Wat betreft de variabiliteit tussen twee opeenvolgende dagen, daalde de variabiliteit in 2015 tot het laagste niveau van de 9 bestudeerde jaren.
Niet-vertrouwelijk
49/171
150
1.000 MW
950
MW 949
145 925 916
900
140
139
137
863
135
850 134 829
800
132
802
130
131
130 790
755
772
772
127
753
750
125
741
741
731
724
728
700
701
118
120
678 117 115
650
110
600 2007
2008
2010
2009 Av D-Stdev
2011 StdDev of D-D-1
2013 2012 StDev of QtoQ - right axis
2014
2015
Figuur 22: Jaarlijkse gemiddelde variabiliteit van het elektriciteitsverbruik voor één dag ("Av D-Stdev" – blauwe lijn), het verschil tussen twee opeenvolgende dagen ("StdDev of DvD-1" – rode lijn) en, op de rechteras, het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren ("Stdev of QtoQ" – groene lijn) (MW). De linkse en rechtse Y-assen beginnen respectievelijk bij 600 MW en 110 MW. Bronnen: Elia, CREG
Een daling van de variabiliteit van het gevraagde elektriciteitsvermogen betekent niet noodzakelijk een lagere behoefte aan flexibiliteit. Variabiliteit is immers niet hetzelfde als onvoorspelbaarheid. Zoals beschreven in hoofdstuk zes over de balancing, moest de transmissienetbeheerder tot in 2012 elk jaar meer middelen aanwenden om het evenwicht te behouden, ondanks de hierboven vastgestelde (lichte) daling van de variabiliteit in de vraag naar elektriciteit. Sinds 2013 wordt echter een daling van de nodige middelen voor het behoud van het evenwicht vastgesteld. Impact van de productie van zonne-energie Tot einde 2012 beschikte de CREG niet over gedetailleerde gegevens in verband met de decentrale productie van zonne-energie. Om dit te verhelpen, werd voor Vlaanderen een schatting gemaakt op basis van de volledige toekenning van groencertificaten per maand en op basis van de beschikbare gegevens over de productie van zonne-energie in Duitsland. Concreet werd de uurproductie in Vlaanderen als volgt bepaald: de totale maandelijkse productie aan zonne-energie in de regelzone van TenneT-Duitsland werd vergeleken met die in Vlaanderen (op basis van het aantal toegekende certificaten). Vervolgens werd de Duitse
Niet-vertrouwelijk
50/171
productie van zonne-energie gewogen op basis van deze vergelijking om een schatting te verkrijgen van de Belgische productie. Voor de jaren 2013 en 2015 beschikt de CREG over de gegevens van de transmissienetbeheerder. De volgens de hierboven uitgelegde methode geschatte gegevens voor het jaar 2012 werden hieraan toegevoegd om Figuur 23 samen te stellen. Figuur 23 toont de gemiddelde, hoogste en laagste dagelijkse productieprofielen van 2012 tot 2015. De minimale productie-evolutie is verwaarloosbaar, maar de gemiddelde en maximale dagelijkse profielen zijn tussen 2012 en 2013 sterk gestegen. Vanaf 2014 zijn de gemiddelde dagelijkse profielen van de maximale productie opnieuw gestegen, maar in mindere mate dan de voorgaande jaren, wat wijst op een vertraging van de ingebruikname van nieuwe zonnepanelen van het ene op het andere jaar. De gemiddelde piek voor 2014 bedraagt 2.159 MW, die voor 2015 bedraagt 2.266 MW. De gemiddelde productie bij maximale zonuren werd tussen 2011 en 2013 verdubbeld. In 2015 bedraagt de voortgang nog slechts 2,1% ten opzichte van 2014. 2.500 MW
2.266 2.159
1.973
2.000 mean_2012 max_2012 min_2012
mean_2013 max_2013
1.500
min_2013
1.376
mean_2014
max_2014 min_2014 1.000
mean_2015
1.090 1.067
max_2015 min_2015 620 500
0
16 19
0
Figuur 23: Schatting van de gemiddelde, hoogste en laagste productie per kwartier door zonnepanelen geïnstalleerd (MW) tussen 2012 en 2015 Bronnen: Elia (2013 en 2015) en CREG (schattingen in 2012 - §60)
Op basis van deze gegevens evolueert de totale elektriciteitsproductie uit zonneenergie van ongeveer 1,0 TWh in 2011 tot 3,0 TWh in 2015, een stijging van 200 % over die periode.
Niet-vertrouwelijk
51/171
(TWh)
2011 2012 2013 2014 2015
Productie zonne-energie 1,0 1,7 2,6 2,9 3,0
Tabel 11: Elektriciteitsproductie op basis van zonne-energie 2011-2015 Bron: CREG
Figuur 24 toont, op basis van dezelfde gegevens, de evolutie van de maximale maandelijkse productie en de gemiddelde maandelijkse productie om 13 uur. Vroeger werden de productiemaxima (Max@uur13) steeds vroeger in het jaar vastgesteld. Dat is niet langer zo in 2015 aangezien de piek in juli wordt vastgesteld. De geschatte maximale productie bedroeg 846 MW in september 2011, 1.371 MW in augustus 2012, 1.965 MW in mei 2013, 2.157 MW in april 2014 en 2.239 in juli 2015. Dit kan - behalve door specifieke weersomstandigheden - worden verklaard door enerzijds de stijgende productiecapaciteit in de loop van de laatste twee jaar en anderzijds door een hoger rendement van zonnepanelen bij lagere temperaturen. 3.000 MW
2.500 2.239 2.157
1.965
2.000
1.702 1.566
1.563 1.500
1.456
1.413
1.371
1.000
953
965
846 669
526
500
482
y = 13,95x + 393,85 R² = 0,2988 521
930
916
632
488
459 392
233
271
229
171
138
0
1.074
26
Gemiddelde@uur13
Max@uur13
Min@uur13
lineair (Gemiddelde@uur13)
Figuur 24: Evolutie van de maximale, gemiddelde en minimale maandelijkse productie om dertien uur Bronnen: Elia (2013 en 2015) en CREG (schattingen in 2011 en 2012 - §60)
Niet-vertrouwelijk
52/171
De variabiliteit van de zonneproductie zou ook waarneembaar moeten zijn bij hogere variabiliteit van de elektriciteitsafname op het Elia-net rond de middag. Figuur 2544 toont per jaar een dagelijks profiel van de variabiliteit van het verbruik, gemeten met behulp van de standaardafwijking van de elektriciteitsafname per kwartier. Hieruit blijkt dat, sinds 2012, de variabiliteit van de elektriciteitsafname voor de kwartieren 's middags gestegen was van 100 tot 200 MW ten opzichte van de voorgaande jaren, hetzij een stijging van 10 tot 20%. Deze tendens werd nog sterker in 2013. De jaren 2014 en 2015 vormen echter een breuk ten opzichte van de twee eerdere jaren. Behalve de voorgaande waarnemingen, kan men alleen maar vaststellen dat de variabiliteit overdag fors verminderd is, net zoals 's nachts; 2014 en 2015 vertonen een aanzienlijk lager niveau van variabiliteit dan alle andere jaren. 1.700 MW
1.564
1.551
1.500
1.300
1.100 1.080
1.135
923 900
997
1.078 918
766 701 700
500
751 627 561
766 705
595
min 2007-2013
max 2007-2013
2014
2015
min. curve 2007-2013
max. curve 2007-2013
Figuur 25: Standaardafwijking per kwartier van het verbruik op het netwerk in de regelzone van Elia (MX) tussen 2007-2015. De Y-as begint bij 500 MW. Bronnen: Elia en CREG
Het is passend om de in Figuur 25 waargenomen variabiliteit te wegen. Dit weerspiegelt de variabiliteit van de vraag naar elektriciteit per kwartier voor het volledige jaar. Als voor de vraag naar elektriciteit de standaardafwijking van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren wordt geanalyseerd, blijkt dat de variabiliteit in 2014 en 2015 nog sterker gedaald is ten
44
De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft voor elke maand van de 7 jaar de laagste en hoogste standaardafwijking per kwartier van het verbruik op het netwerk in de regelzone van Elia (MW). De jaren 2014 en 2015 worden telkens afzonderlijk weergegeven in de figuur.
Niet-vertrouwelijk
53/171
opzichte van de vorige jaren. Dit is ook wat wordt weergegeven in Figuur 2645. Deze figuur geeft aan dat de variabiliteit van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren in 2014 en 2015, net zoals in 2012 en 2013, voor bijna het volledige dagprofiel daalt ten opzichte van de vorige jaren. In 2015 was de berekende variabiliteit gedurende 38,5% (86,5% in 2014) 46 van de tijd de laagste van de 9 bestudeerde jaren.
180 MW
162 160 151
142
140
120
100
80
90
89
76 70 67
76 69 62
60
56 40
20
0
2014
2015
min. curve 2007-2013
max. curve 2007-2013
Figuur 26: Standaardafwijking van het verschil van elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende kwartieren (MW). Bronnen: Elia en CREG
De impact van de installatie van nieuwe zonnepanelen op de productie zal waarschijnlijk iets belangrijker zijn in 2016 omdat de cijfers hierboven een gemiddelde zijn voor het volledige jaar 2015. In 2013 hebben de wijzigingen aan de toekenningsregels van gewestelijke subsidies de ingebruikname van bijkomende zonnepanelen in het land wel aanzienlijk vertraagd, wat gedeeltelijk de in 2014 en 2015 waargenomen vertraging verklaart.
45
De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft voor elke maand van de zeven jaar de laagste en hoogste standaardafwijking per kwartier van het elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende kwartieren (MW). De jaren 2014 en 2015 worden telkens afzonderlijk weergegeven in de figuur. 46 Samen vormen die twee laatste jaren 95,8% van de tijd.
Niet-vertrouwelijk
54/171
III.4
Geïnstalleerd vermogen aan offshore en onshore windenergie Het totaal geïnstalleerd vermogen aan offshore windturbines is in 2015 toegenomen
met 6 MW tot een totaal van 713,1 MW. Deze stijging is het gevolg van de ingebruikname door BELWIND van de testturbine Haliade 150 – 6 MW (GENERAL ELECTRIC, voorheen ALSTOM) in augustus 2015. Tabel 12 hieronder geeft een overzicht van het nominale vermogen van de offshore windparken waarvan de financial close vóór einde 2015 is afgesloten. Bij ministerieel besluit van 11 september 2015 (BS van 23 september 2015) heeft Belwind nv haar domeinconcessie gedeeltelijk overgedragen aan Nobelwind.
Capaciteit
Naam van het park (MW)
Begin 2015
Eind 2015
totaal
Belwind
165
171
171
Nobelwind C-Power Northwind Totaal
0 326 216 707
0 326 216 713
165 326 216 878
Tabel 12: Overzicht van het nominaal vermogen van de bestaande en in aanbouw zijnde offshore windparken in 2015 Bron: CREG
Het totale geïnstalleerde vermogen van de onshore windturbines aangesloten op het Elia-net47 bedroeg 20,6 MW en januari 2007. Einde 2014 bereikte het 153,5 MW. Sindsdien zijn er geen nieuwe onshore windturbines meer aangesloten op het Elia-net.. Figuur 27 toont de maandelijkse evolutie van het geïnstalleerde vermogen van de offshore windparken vanaf april 2009 en van de onshore windparken vanaf januari 2007. In 2015 hebben alle offshorewindparken samen 2.533 GWh in het transmissienet geïnjecteerd. In 2015 bedroeg de netto elektriciteitsproductie (vóór transformatie) van alle gecertificeerde offshorewindparken 2.612 GWh, een stijging van nagenoeg 18% ten opzichte van de nettoproductie in 2014 (2.221 GWh).
47
Enkel voor de productie-eenheden waarvoor met Elia een CIPU-contract werd afgesloten.
Niet-vertrouwelijk
55/171
900
MW
800
700
600
500
400
300
200
100
0
C-Power (offshore)
Belwind (offshore)
Northwind (offshore)
Onshore
Installed Offshore Capacity
Figuur 27: Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshore en onshore windenergie aangesloten op het Elianet tussen 2007 en 2015. Bron: CREG
De productie van windenergie is begonnen met de onshore windparken. Pas in 2009 begonnen de eerste offshore windturbines elektrische energie te produceren. Sindsdien is de toename van geïnstalleerd vermogen aanzienlijk, zoals wordt aangetoond in bovenstaande grafiek. 2015 heeft deze tendens echter niet bevestigd. In 2015 hebben alle offshore windmolenparken samen 2,5 TWh in het transmissienet geïnjecteerd, een stijging van 17,5% ten opzichte van 2013. Als de onshore productie die op het Elia-net is aangesloten bij de offshore productie wordt opgeteld, dan bedraagt de windenergieproductie in 2015 2,9 TWh, een stijging van 17,2% ten opzichte van 2014. Figuur 28 toont de maandelijkse nettoproductie van elektriciteit van de onshore en offshore windturbines aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en 2015.
Niet-vertrouwelijk
56/171
420.000
400.000
MWh
380.000
360.000 340.000
320.000 300.000 280.000
260.000 240.000
220.000 200.000
180.000 160.000
140.000 120.000
100.000 80.000
60.000 40.000
20.000 0
Offshore
Onshore
Figuur 28: Nettoproductie van elektriciteit van de onshore en offshore windturbines aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en 2015. Bron: CREG
Sinds februari 2012 deelt Elia gegevens per kwartier mee om een correcter beeld te geven van de Belgische windproductie, door samenvoeging van enerzijds de eenheden waarvoor metingen beschikbaar zijn en anderzijds die waarvoor de transmissienetbeheerder de productie schat bij gebrek aan periodieke48 meetopnames. Het geïnstalleerde windvermogen in België waarvoor Elia voorspellingen en metingen biedt, bedraagt einde 2015, 1.961 MW (monitored capacity). Figuur 29 en Figuur 30 geven een overzicht van de evolutie van de windproductie voor de laatste vier jaar. De netto elektriciteitsproductie opgewekt in 2015 door windturbines bedraagt 5,0 TWh49, een stijging van 16,8% ten opzichte van het voorgaande jaar. Deze stijging wordt zowel veroorzaakt door de offshore productie die op een jaar tijd met 18,5% gestegen is, als door de onshore productie die in dezelfde periode met 15,0% gestegen is. De offshore productie (51,2%) ligt hoger dan de onshore productie (48,8%) geschat door Elia. In 2015 varieert de gemiddelde cumulatieve uurproductie op maandbasis van de onshore en offshore windturbine tussen 289 MWh (oktober) en 1.009 MWh (december). De gemiddelde productie neemt ook toe en bereikt 573 MWh in 2015, een stijging van 17,3% ten opzichte van 2014.
48 49
http://www.elia.be/nl/grid-data/productie/windproductie De productie aangesloten op het Elia-net is 2,9 TWh.
Niet-vertrouwelijk
57/171
600
573
MW
5,0
487
500
TWh
6,0
5,0
4,3
400
4,0 2,5
349
3,0 300
2,2
3,0
263 1,2
2,1 200
2,0
0,6
100 1,5
2,4
2,1
1,8
0
1,0
0,0 2012 feb-dec onshore (TWh)
2013 offshore (TWh)
2014 gemiddeld vermogen (MW)
2015 totaal productie (TWh)
Figuur 29: Gemiddeld vermogen (MW, linkerschaal) en netto jaarlijkse elektriciteitsproductie van onshore en offshore windturbines voor alle Belgische windparken van februari 2012 tot 2015 (TWh, rechterschaal). Bronnen: Elia en CREG 600 MWh 500
500 420
400
387
300
200
100
99
87
76 48 0
winter
onshore
offshore
Figuur 30: Gemiddelde netto-uurproductie elektriciteit van onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (MWh). Bronnen: Elia, CREG
Niet-vertrouwelijk
58/171
Deze evoluties zijn eveneens het gevolg van weersomstandigheden. Terwijl de offshore windproductie tussen 2014 en 2015 met 18,5% is gestegen, is de geïnstalleerde capaciteit maar met 0,8% gestegen. De jaarlijkse gemiddelde load factor50 van de offshore windmolens is van 37% in 2014 tot 41% in 2015 gestegen. De gemiddelde maandelijkse offshore load factor schommelde in 2015 sterk, van minimum 23% (oktober) tot maximum 70% (december). De maandelijkse gemiddelde load factor van 2015 was 8 maanden van de 12 hoger dan die van 2014. Tussen de windmolenparken onderling verschilt de load factor ook (39% voor C-POWER, 42% voor BELWIND zonder de Haliade-windturbine en 46% voor NORTHWIND). Sinds de bouw van offshore parken in België is de gemiddelde onshore load factor altijd lager dan die van de offshore. Dit verschil varieert in 2015 van maand tot maand en schommelt tussen 10% (april) en 27% (december). De productie van offshore windmolens in vergelijking met de effectieve productie van elektriciteit werd in 2015 vooraf beter ingeschat dan in 2014 zoals wordt getoond in Figuur 31. Het verschil tussen het vooruitzicht en de productie schommelde in 2015 tussen ˗6,5% (april) en +6,1% (juli). In 2014 lag dit verschil tussen -27,7% (juli) en +4,9% (april). De kwaliteit van de voorspellingen voor de onshore windmolens was echter minder goed voor de windmolens die aangesloten waren op de netten van de DNB's.
50
De load factor stemt overeen met de verhouding tussen de gemiddelde uurproductie en de geïnstalleerde capaciteit.
Niet-vertrouwelijk
59/171
30%
600
27,9%
20%
500
15,2% 10%
400
5,1% 6,1%
4,9% 0%
300
-6,5%
-10%
200
-14,0% -20%
100
-27,7%
-30%
-25,6% -
Verschil tussen productie en offshore voorspelling Verschil tussen productie en DNB onshore voorspelling Verschil tussen productie en Elia onshore voorspelling Figuur 31: Gemiddelde maandelijkse verschillen tussen de werkelijke productie en de gemiddelde voorspellingen van elektriciteit van de onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (%) Bronnen: Elia, CREG
In Figuur 32 worden, voor de jaren 201251 tot en met 2015, de monotonen van de belasting van het net in de Elia-regelzone weergegeven. Deze belasting wordt vermeerderd met de injectie van windenergie in de distributienetten enerzijds (volle lijnen) en verminderd met de injectie van windenergie in het transmissienet anderzijds (stippellijnen). Het verschil tussen de volle en stippellijnen toont dus de impact van de injectie van windenergie op de belasting van het net aan. Uit Figuur 29 bleek reeds dat de geproduceerde energie uit wind tussen 2012 en 2015 sterk gestegen is. Dit heeft echter geen evenredig grote impact op de benodigde capaciteit in de uren met de hoogste belasting van het net in 2015: de piekbelasting inclusief wind bedroeg, in 2015, 12.349 MW tegenover een piekbelasting exclusief wind van 12.642 MW (Figuur 32). De monotoon inclusief wind voor 2015 (rode stippellijn) geeft aan dat, voor de eerste 100 uren, 892 MW piekcapaciteit nodig is voor gemiddeld 31,5 uren in een jaar. Exclusief wind (volle rode lijn) daalt dit tot 743 MW voor gemiddeld 26,9 uren. Deze waarden liggen verder uiteen naargelang er meer geïnstalleerde windcapaciteit gemonitord wordt, zoals blijkt tot en met 2014 uit de evolutie in Figuur 33.
51
Data met betrekking tot de geproduceerde windenergie is slechts beschikbaar vanaf 1 februari 2012. De getoonde grafiek voor 2012 is dus mogelijk niet volledig.
Niet-vertrouwelijk
60/171
Zoals eerder vermeld, is de geïnstalleerde windcapaciteit in 2015 amper toegenomen (+0,8% ten opzichte van 2014). De toegenomen injectie van windenergie in 2015 ten opzichte van
2014 (bij gelijkblijvende
geïnstalleerde
capaciteit)
doet
dus vermoeden
dat
meteorologische omstandigheden aan de basis liggen van de toename van de injectie van windenergie. Dit was echter minder het geval tijdens de piekuren van 2015 (de eerste 100 uren van de monotonen) dan tijdens de piekuren van 2014, waardoor de benuttingsgraad van de piekcentrales inclusief wind toenam in 2015 ten opzichte van 2014. Uit onderstaande figuren kan dus geconcludeerd worden dat de toenemende aanwezigheid van windcapaciteit ertoe leidt dat er meer piekcapaciteit nodig is, die bovendien een
lagere
benuttingsgraad
heeft.
Dit
is
nefast
voor
de
rendabiliteit
van
de
piekproductiecentrales, maar is positief voor de ontwikkeling van demand response. In 2015 valt op dat deze situatie enigszins omkeert, door minder injectie van windenergie tijdens de eerste piekuren, maar minder injectie indien het totaal van de 100 uren wordt beschouwd. 14.000
MW
13.500
13.000
12.500 743
12.000 892 11.500
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99
11.000 Grid load + DSO wind 2012 Grid load + DSO wind 2015 Grid load - TSO wind 2015
Grid load + DSO wind 2013 Grid load - TSO wind 2013 Grid load - TSO wind 2012
Grid load + DSO wind 2014 Grid load - TSO wind 2014
Figuur 32: Monotonen van de belasting van het net voor de eerste 100 uren in de Elia-regelzone, inclusief windenergie (stippellijnen) en exclusief windenergie (volle lijnen) voor de jaren 2012 (geel), 2013 (groen), 2014 (blauw) en 2015 (rood). Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
61/171
40
1.400 uren
MW 33,68
1.200
35 31,50
1.000
28,33
30
28,42 26,92
26,56 24,60
25
800
20,86 20
600 15 400 10
200
0
5
1.178
1.057
2012*
908
835 2013
755
1.152 2014
Benodigde capaciteit (zonder wind)
Benodigde capaciteit (met wind)
Gemiddelde benuttingsgraad (zonder wind)
Gemiddelde benuttingsgraad (met wind)
892
743
0
2015
Figuur 33: Benodigde capaciteit (linkeras) gedurende minstens 100 uren en gemiddelde benuttingsgraad (rechteras), exclusief en inclusief windenergie voor de jaren 2012 – 2015 Bronnen: CREG en Elia
IV. Uitwisseling van elektriciteit In dit deel wordt de uitwisseling van elektriciteit in België geanalyseerd. Hierbij wordt vooral de elektriciteitsbeurs Belpex behandeld, zowel de dagmarkt (day-ahead markt, DAM) als de continue intraday markt (CIM).
IV.1 Kortetermijnmarkt IV.1.1 Belpex Dagmarkt (Belpex DAM) IV.1.1.1 Context Volgend op de Noordwest-Europese marktkoppeling (NWE-marktkoppeling) tussen België, Denemarken, Estland, Finland, Frankrijk, Duistland/Oostenrijk, Groot-Brittannië, Letland, Litouwen, Luxemburg, Nederland, Noorwegen, Polen (via de SwePol link) en Zweden werd de Zuidwest-Europese (SWE) regio, bestaande uit Spanje, Frankrijk en Portugal, aan deze gekoppeld op 13 mei 2014 (Multi-Regional Coupling genoemd).
Niet-vertrouwelijk
62/171
In parallel werden Roemenië, Tsjechië, Slovakije, en Hongarije aan elkaar gekoppeld op 19 november 2014 (4M market coupling genoemd). In parallel met de eerder beschreven MultiRegional Coupling (MRC) van de NWE- en SWE-regio’s, werd gewerkt aan de implementatie van een flow-based marktkoppeling binnen de CWE-regio. Een flow-based marktkoppeling berekent en wijst interconnectiecapaciteit toe door de totale sociale welvaart op basis van de orderboeken van de verschillende gekoppelde spotmarkten te optimaliseren, rekening houdend met de fysische limieten van kritische netcomponenten in plaats van geaggregeerde capaciteiten per grens. Door de fysische limieten van het net op een gedetailleerdere manier mee te nemen in de marktkoppeling wordt verwacht dat de flow-based methode meer interconnectiecapaciteit ter beschikking stelt aan de markt, wat de economische welvaart bevordert in de regio. Vanaf 2013 werden wekelijks, en vanaf februari 2014 dagelijks, resultaten van de flow-based marktkoppeling gepubliceerd in parallel met de resultaten van de ATCmarktkoppeling. Tijdens een evaluatie van de resultaten van deze parallel runs kwamen reeds tijdens de zomer van 2014 enkele onzekerheden over de voordelen van het systeem aan het licht; bijvoorbeeld welvaartsverlies ten opzichte van de huidige ATC-methode in sommige situaties, en bevoordeling van grotere biedzones ten opzichte van kleinere op vlak van importcapaciteit tijdens periodes van schaarste. Op 20 mei 2015 (levering 21 mei 2015) is de flow-based marktkoppeling in werking getreden in de CWE-regio52 Dit marktkoppelingsmechanisme, dat als streefmodel aanzien wordt voor de marktkoppeling bij sterk vermaasde netten, heeft als doel de beschikbare interconnectiecapaciteit te berekenen en zo efficiënt mogelijk toe te wijzen op basis van de gecreëerde economische welvaart in de regio, met prijsharmonisatie als doel. Op 17 april 2015 kondigden APX, Belpex, en EPEX SPOT de integratie van hun diensten aan (Figuur 34). De argumentatie voor de integratie wordt gevonden in het persbericht gepubliceerd op de website van EPEX SPOT53: “The integration of EPEX SPOT and APX Group will further reduce barriers in power trading in the CWE and UK region. Market participants will benefit from harmonised trading systems, one single rulebook and one
52
Deze marktkoppelingsmethodologie werd door de CREG goedgekeurd op 23 april 2015 via Eindbeslissing (B)150423-CDC-1410 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa). (http://www.creg.info/pdf/Beslissingen/B1410NL.pdf). 53 https://www.epexspot.com/en/press-media/press/details/press/ APX_Group_and_EPEX_SPOT_integrate_their_businesses.
Niet-vertrouwelijk
63/171
admission process for the entire region, therefore reducing trading costs and lowering entry barriers for new participants. Moreover, they will have access to a wider range of products and benefit from best-of-both standards and reliable customer support. Overall, the integration will lead to a more effective governance and further facilitate the creation of a single European power market fully in line with the objectives of the European electricity regulatory framework.”
Figuur 34: Nieuwe aandeelhoudersstructuur van EPEX SPOT na de integratie van de APX Groep Bron: EPEX SPOT
Op 14 augustus trad de Verordening (EU) Nr. 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (CACM) in werking. Het doel van CACM is om gedetailleerde richtsnoeren inzake zoneoverschrijdende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer op de day-ahead- en intradaymarkten vast te stellen, met inbegrip van eisen voor de vaststelling van gemeenschappelijke methodologieën voor het bepalen van de capaciteitsvolumes die simultaan in verschillende biedzones beschikbaar zijn en criteria voor de evaluatie van de efficiëntie en een herzieningsproces voor de vaststelling van biedzoneconfiguraties. Volgend op deze inwerkingtreding is de Minister van Energie bevoegd voor het aanwijzen van Nominated Electricity Market Operators (NEMOs). De deadline voor de aanwijzing van NEMOs was 14 december 201554. De gedetailleerde lijst met alle aangewezen NEMOs is te vinden op de website van ACER55.
54
De Minister van Energie wees, op 28 januari 2016, Belpex nv and NordPool aan als NEMOs, via Ministerieel Besluit. 55 http://www.acer.europa.eu/Electricity/FG_and_network_codes/CACM/Pages/NEMO%20list.pdf.
Niet-vertrouwelijk
64/171
Tot slot begon vanaf 7 oktober 2015 de eerste fase van rapporteren onder Verordening (EU) Nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad van 25 oktober 2011 betreffende de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie (REMIT). Tijdens deze eerste fase worden alle standaardcontracten verhandeld op gereglementeerde markten en geaggregeerde fundamentele gegevens gecommuniceerd aan ACER. Tijdens de tweede fase van rapporteren, die ingaat vanaf 7 april 2016, geldt de verplichting van rapporteren ook voor niet-standaardcontracten.
IV.1.1.2 Analyse a)
Prijzen
Vergelijking met buurlanden Gezien bovenstaande context van regionale integratie wordt de evolutie van de dagmarktprijs in België vergeleken met die van de buurlanden. Figuur 35 toont de gemiddelde dagmarktprijs per jaar zoals geobserveerd in Duitsland (DE), België (BE), Nederland (NL) en Frankrijk (FR) voor de periode van 2007 tot en met 2015. Het prijsverschil, de price spread, tussen Nederland en Duitsland is niet veranderd ten opzichte van vorig jaar (€8,42/MWh). Dit geldt bijna ook voor het prijsverschil tussen België en Frankrijk: €6,16/MWh ten opzichte van €6,20/MWh in 2015. De 9,5% hogere gemiddelde jaarprijs in de Belgische biedzone ten opzichte van vorig jaar is te verklaren door de verhoogde onbeschikbaarheid van de nucleaire eenheden. De 3,4% lagere gemiddelde jaarprijs in Duitsland is te verklaren door de toenemende integratie van goedkope hernieuwbare energiebronnen en dalende prijsevolutie voor steenkool. Het maximale prijsverschil in de CWE-regio verhoogt hierdoor tot 13,05 €/MWh (+55%), tussen België en Duitsland.
Niet-vertrouwelijk
65/171
75 €/MWh
70,61
70
65
60
55
50
45
41,18 40
40,79
44,68 40,05 38,48
34,63 35
32,76
31,63
30 2007
2008
2009
2010 BE
2011 NL
2012 FR
2013
2014
2015
DE
Figuur 35: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot
(€/MWh)
Belgique
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
41,78 70,61 39,36 46,30 49,37 46,98 47,45 40,79 44,68
Pays-Bas 41,92 70,05 39,16 45,38 52,03 48,00 51,95 41,18 40,05
France 40,88 69,15 43,01 47,50 48,89 46,94 43,24 34,63 38,48
Allemagne 37,99 65,76 38,86 44,49 51,13 42,60 37,78 32,76 31,63
Tabel 13: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot
Beide vernoemde redenen verklaren ook de divergerende trend van gemiddelde dagmarktprijzen sinds 2012. De prijsdivergentie evolueert tot en met 2014 naar lagere maar convergerende prijzen in de cluster Nederland-België en sterk lagere maar convergerende prijzen in de cluster Duitsland-Frankrijk. In 2015 daarentegen is er geen prijsconvergentie meer per cluster te constateren. Er lijkt integendeel een structureel maar constant prijsverschil te zijn in de cluster Nederland-Duitsland en de cluster België-Frankrijk.
Niet-vertrouwelijk
66/171
Deze evolutie wordt dieper bekeken via de gemiddelde dagmarktprijzen per maand voor België, Frankrijk, Duitsland, en Nederland over de periode 2012–2015 (Figuur 36). Tot de zomer van 2012 vertonen de gemiddelde dagmarktprijzen in de CWE-regio prijsconvergentie. Vanaf september 2012 zet de prijs in Duitsland een dalende trend in terwijl die van België en Nederland een stijgende trend inzetten tot april 2013 wanneer de Belgische daalt en zo de prijsconvergentie met die van Nederland verbreekt. De gemiddelde Franse dagmarktprijs beweegt zich tussen die van Duitsland en Nederland-België met uitzondering tijdens de zomerperiode van 2013 wanneer de prijs in de Franse biedzone de goedkoopste wordt van de regio. Zoals aangetoond op de Figuur 36 is de prijsconvergentie tussen België en Nederland enerzijds, en België en Frankrijk anderzijds afhankelijk van de beschikbaarheidsgraad van de nucleaire eenheden. Merk op dat enkel periodes van langere onverwachte onbeschikbaarheid worden aangeduid en niet deze gerelateerd aan bijvoorbeeld onderhoud (uitval kerncentrales aangeduid in rood, heropstart aangeduid in groen). De uitval van nucleaire eenheden zorgt ook voor verschillende observaties met betrekking tot de commerciële uitwisselingen met de buurlanden tijdens de dagmarkt (Figuur 37). Vanaf de uitval van Doel 3, Tihange 2 en Doel 4 in 2014 importeert de Belgische biedzone continu van zowel de Nederlandse als de Franse biedzone. 100 €/MWh FB MC
90
80
82,45
T2+D3 D4
D3+T2 D3+T2
D3+T2
70
D4
T1 T1
60,25
60
53,50
55,41
50 44,54
40
41,89
30 25,36
23,39
22,76
20
BE
NL
FR
DE
Figuur 36: Maandelijkse gemiddelde dagmarktprijs op de vier beurzen van de CWE-regio voor de periode 20072015 Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot
Niet-vertrouwelijk
67/171
1500 MWh/h
1000
500
0
-500
-1000
-1500
-2000
-2500 BE-FR
BE-NL
Figuur 37: Maandelijkse gemiddelde commerciële uitwisselingen via de dagmarkt tussen de Belgische biedzone en de Nederlandse en Franse over de periode 2008-2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX
Hoewel de gemiddelde jaarprijs in de Duitse biedzone het laagst is van de CWE-regio is de prijs in de Franse biedzone vanaf 2013 en enkel tijdens de zomerperiode (juni, juli, augustus), het laagst van de CWE-regio. In 2015 is dit niet meer het geval maar de algemene observatie dat tijdens de zomermaanden de prijzen van de Franse en Duitse biedzone convergeren en tijdens de wintermaanden de prijs in de Franse biedzone eerder convergeert naar die in de Belgische en Nederlandse biedzone blijft overeind. In vergelijking met de periode voor de inwerkingtreding van de flow-based marktkoppeling is de prijs in de Nederlandse biedzone minder gevoelig aan prijsveranderingen in de Belgische biedzone. Dit vertaalt zich in een lagere correlatiecoëfficiënt: 64% na mei 2015 ten opzichte van 77% ervoor tot en met 2012. De prijs in de Nederlandse biedzone correleert meer met die in de Duitse biedzone: 82% ten opzichte van 64%. Daarnaast stijgt de correlatie ook tussen de prijzen in de Belgische en Duitse biedzone: van 61% naar 77%. Op basis van de beperkte dataset voor handen betreffende het effect van de flow-based marktkoppeling, lijken prijzen in de hele CWE-regio sterker gekoppeld te zijn.
Niet-vertrouwelijk
68/171
Of de flow-based marktkoppeling ook effectief tot een hogere frequentie in prijsconvergentie binnen de CWE-regio kan moeilijk afgeleid worden wegens het gebrek aan een gelijkaardige situatie over een significante periode in het verleden onder ATCmarktkoppeling. Vergelijking van de prijzen in de biedzones binnen de CWE-regio op uurbasis (Tabel 14) toont dat België in vergelijking met 2014 de prijsconvergentie met de Nederlandse verminderd is met 34,3256 procentpunt en die met de Duitse met 9,50 procentpunt. De prijsconvergentie met de Franse biedzone is licht verminderd met 2,97 procentpunt. Als gevolg is de frequentie waarbij de Belgische biedzone geïsoleerd is sterk gestegen, van 5,37% naar 42,08%. De prijsconvergentie doorheen de tijd is verschoven van een convergentie tussen België, Frankrijk, en Nederland (2007-2010), naar een convergentie inclusief Duitsland (20112012), naar een convergentie met enkel Nederland (2013-2014) en tot slot een prijsdivergentie met de andere landen in de CWE-regio.
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
BE = FR BE = NL BE ≠ NL BE = DE BE ≠ DE BE = DE BE ≠ DE 0,23% 62,29% 0,10% 26,32% 0,07% 69,18% 0,05% 15,22% 0,07% 56,72% 0,00% 13,23% 8,00% 52,38% 0,05% 26,34% 65,77% 5,17% 1,55% 26,70% 46,49% 12,89% 11,09% 14,98% 14,66% 19,00% 17,39% 20,50% 18,66% 10,96% 4,95% 11,92% 18,92% 10,17% 0,67% 13,75%
BE ≠ FR BE = NL BE ≠ NL BE = DE BE ≠ DE BE = DE BE ≠ DE 0,01% 9,48% 0,00% 1,58% 0,01% 14,74% 0,00% 0,73% 0,03% 28,36% 0,00% 1,59% 0,18% 11,81% 0,00% 1,24% 0,10% 0,24% 0,00% 0,46% 1,89% 11,23% 0,00% 1,43% 0,67% 25,05% 0,01% 2,72% 5,81% 42,33% 0,00% 5,37% 0,27% 14,08% 0,06% 42,08%
Tabel 14: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot
De verhoging van frequentie van totale prijsdivergentie is op te merken vanaf april 2015 (Figuur 38). In april-mei is er tegelijk een frequentere prijsconvergentie met de Nederlandse biedzone. Pas vanaf juni 2015 consolideert de totale prijsdivergentie zich met een frequentie van ongeveer 50% of meer. Deze stijging correleert met de uitval van Tihange 1 bovenop de reeds onbeschikbare nucleaire centrales. Tihange 1 was weliswaar terug beschikbaar in de maand van oktober terwijl de frequentie van prijsdivergentie slechts gedeeltelijk daalt.
56
Dit cijfer komt overeen met de som van de verschillen tussen de jaren 2014 en 2015 van de kolommen 2, 3, 6 en 7.
Niet-vertrouwelijk
69/171
Interessant is op te merken dat er ook een stijging is in de frequentie van totale prijsconvergentie vanaf mei 2015 met een maximum in juli 2015 (43,55%). Dit correleert met de inwerkingtreding van de flow-based marktkoppeling. Het is nog te vroeg om algemene conclusies te trekken betreffende de performantie van het flow-based marktkoppelingsmechanisme met betrekking tot prijsconvergentie in de CWE-regio. Ter informatie worden de frequenties van prijsconvergentie met als referentie de Duitse biedzone meegegeven (Figuur 39). De hoge frequentie van prijsdivergentie wordt onder meer verklaard door een gebrek aan integratie van hernieuwbare energie, geïnjecteerd in Duitsland, met naburige biedzones57. De type productie-eenheden waaruit elk naburig productiepark bestaat verschillen immers, in het bijzonder naargelang het nucleaire technologieën en die gebaseerd op steenkool of gas betreft. 100% 6,85%
90%
4,99%
17,88% 19,00%
25,28%
22,04%
80% 49,19% 70%
50,00%
53,36% 62,63%
66,94%
34,14%
60,42%
75,40%
60%
34,10%
82,64%
35,69% 55,24%
50%
5,51% 5,38%
40% 4,03% 30%
38,17%
32,44%
33,15%
20%
43,55%
3,90% 12,08%
10% 9,81%
10,71%
8,76%
201502
201503
0% 201501
7,93%
3,89%
21,81%
26,53%
4,57%
8,89%
25,40%
29,70% 21,94%
7,78%
4,86% 201504
10,42%
6,59%
3,49%
20,70%
15,99%
5,14%
201505
201506
201507
201508
201509
201510
201511
BE = FR; BE = NL; BE = DE
BE = FR; BE = NL; BE ≠ DE
BE = FR; BE ≠ NL; BE = DE
BE = FR; BE ≠ NL; BE ≠ DE
BE ≠ FR; BE = NL; BE = DE
BE ≠ FR; BE = NL; BE ≠ DE
BE ≠ FR; BE ≠ NL; BE = DE
BE ≠ FR; BE ≠ NL; BE ≠ DE
201512
Figuur 38: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot
57
Deze beperking wordt de C-functie genoemd en verklaart waarom bij toenemende hernieuwbare injectie in Duitsland, deze energie in mindere mate geëxporteerd kan worden naar de buurlanden. Meer info kan gevonden worden op: http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/bestimmungenubertragungskapazitat20120924_ fin_en.pdf. http://www.amprion.net/sites/default/files/pdf/Approved%20capacity%20calculation%20scheme.pdf.
Niet-vertrouwelijk
70/171
100% 90% 80%
41,26%
51,48% 70%
60,00%
61,29% 67,64%
68,15% 60%
75,27%
76,21%
75,54%
64,44%
63,71%
78,06%
50% 40%
36,29%
8,89%
9,68%
30% 20%
19,20% 10,62%
10,35%
22,22%
43,55%
3,90% 26,39%
10% 9,81%
10,71%
201501
201502
0%
201503
5,56%
29,70% 21,94%
7,78%
4,86%
201504
25,40%
20,70%
15,99%
8,74%
6,18% 13,33%
3,89%
201505
201506
201507
201508
201509
201510
DE=FR;DE=NL;DE=BE
DE=FR;DE=NL;DE≠BE
DE=FR;DE≠NL;DE=BE
DE=FR;DE≠NL;DE≠BE
DE≠FR;DE=NL;DE=BE
DE≠FR;DE=NL;DE≠BE
DE≠FR;DE≠NL;DE=BE
DE≠FR;DE≠NL;DE≠BE
201511
201512
Figuur 39: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Duitse biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot
Evolutie Belgische dagmarktprijs De prijzen in deze studie zijn altijd uitgedrukt in nominale waarde58. Voor de periode 2007-2015 bedraagt de cumulatieve inflatie -12,4%. Met andere woorden, de prijs van elektriciteit in december 2015 gemeten in valutawaarde van 2007 is gedaald ten opzichte van de elektriciteitsprijs in 2007. Dit is het gevolg van de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen, de negatieve groei van de elektriciteitsafname, de daling van de steenkool-, gas- en CO2-prijs, en het terug beschikbaar worden van het nucleair productiepark in België. In 2015 was de reële waarde van elektriciteit vooral tijdens de maanden september en oktober hoger dan die geobserveerd gedurende de twee voorgaande jaren. De impact van inflatie op de elektriciteitsprijs is gedaald ten opzichte van het begin van 2015: van €5,9/MWh naar €5,4/MWh.
58
De nominale prijs is de prijs zoals aangeduid op een gegeven moment. De reële prijs stemt overeen een correctie van de nominale prijs, gecorrigeerd voor inflatie ten opzichte van een gegeven referentiepunt in de tijd.
Niet-vertrouwelijk
71/171
De Belpex DAM elektriciteitsprijs heeft voor 65 uur prijspieken (>100 €/MWh) vertoond, wat significant meer is dan de 7 uren geobserveerd vorig jaar (Figuur 41 en Tabel 15). De prijspieken bevinden zich vooral rond begin februari, eind maart, september en oktober, periodes in het tussenseizoen tussen de winter- en zomerperiode. De tussenseizoenen worden gekenmerkt door geplande onbeschikbaarheden van centrales (bv. onderhoudswerken), vooral met als doel een optimale staat te garanderen van het productiepark tijdens de winterperiode. In de periode september-oktober komt daarenboven nog eens de uitval van nucleaire centrale Tihange 1. Tijdens elke periode is additioneel 2447 MW aan nucleaire capaciteit onbeschikbaar. Onder meer de lage beschikbaarheid aan productiecapaciteit leidde tot extreem hoge prijspieken op individuele dagen in 2015. Deze dagen situeren zich vooral in de periode september en oktober van 2015. Enkele dagen, 22 september, en 15 en 16 oktober, werden dieper onderzocht en vormen het onderwerp van een aparte studie59. 100 €/MWh 90
88,7
80
70
60 55,4 48,6
50 40,17 40
34,8
41,3 30,5
30
35,9 20
Nominale prijs Belpex DAM
Reële prijs Belpex DAM (begin van de preriode)
Reële prijs Belpex DAM (eind van de preriode)
Figuur 40: Evolutie van de Belpex DAM-prijzen uitgedrukt in nominale en, in reële waarde uitgedrukt hetzij aan het begin hetzij aan het einde van de periode. Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
59
Study on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015: http://www.creg.info/pdf/Studies/F1520EN.pdf.
Niet-vertrouwelijk
72/171
500 €/MWh
448,70 448,70
450 400 350 300 250 200
200,00
150 97,53
115,00
100
69,71
86,44
123,46
50 0
Maximum prijs Belpex DAM
Gemiddelde Belpex DAM prijs
Minimum prijs Belpex DAM
Figuur 41: Minimum, gemiddelde, en maximale uurlijkse dagmarktprijzen per week in België, 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens BELPEX
De hogere prijzen tijdens het tussenseizoen (in vergelijking met de lagere prijzen tijdens de winter- en zomerperiode) zijn ook op te merken in de volgende drie statistieken van de standaardafwijking (Figuur 42):
“av of D-stddev” (blauw): de gemiddelde standaardafwijking op dagbasis
“stddev of D-av” (rood): de standaardafwijking van de gemiddelde dagprijs
“stddev of M-av” (groen): de standaardafwijking van de gemiddelde maandprijs De volatiliteit volgens de drie statistieken is toegenomen in 2015 ten opzichte van
2014. In lijn met de observaties is de stijging het sterkst bij de standaardafwijking van de gemiddelde dagprijs. Meer 50% van de prijzen bevonden zich tussen €40/MWh en €60/MWh, 95% lag zelfs tussen €20/MWh en €80/MWh. De prijsverdeling heeft een zwakke uitloper tot het segment €300/MWh-€500/MWh, voor een totaal van ongeveer 65 uur, een aantal dat niet meer geobserveerd werd sinds de periode 2007-2008. In tegenstelling tot die periode is de uitloper naar lagere prijssegmenten ook minder uitgesproken: slechts 3,25% van de prijzen waren lager dan €20/MWh.
Niet-vertrouwelijk
73/171
35,0 €/MWh
30,1
30,0
25,0 22,7 20,0
19,9 19,6
18,4
15,0
13,8 12,3 11,6
10,0
11,6
13,1
15,4
14,5 11,4
12,1 10,8
11,3
11,0
10,1
8,8 8,4 7,2
6,4
5,0
9,4 8,1
7,1
6,0 4,5
0,0 2007
2008
2009
2010 av of D-stdev
2011 stdev of D-av
2012 2013 stdev of M-av
2014
2015
Figuur 42: Volatiliteit van de Belpex dagmarktprijs volgens drie statistieken Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Belpex
€-500/MWh €0/MWh €0/MWh €20/MWh €20/MWh €40/MWh €40/MWh €60/MWh €60/MWh €80/MWh €80/MWh €100/MWh €100/MWh €200/MWh €200/MWh €300/MWh €300/MWh €500/MWh €500/MWh €1000/MWh €1000/MWh €3000/MWh
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,08%
0,17%
0,02%
0,00%
17,05%
4,02%
10,72%
5,22%
9,30%
4,21%
9,46%
5,07%
3,25%
47,83%
8,62%
47,00%
27,64%
11,79%
28,40%
21,83%
43,13%
35,50%
20,21%
23,97%
31,18%
50,12%
53,26%
50,15%
44,22%
46,03%
50,67%
6,91%
30,87%
8,33%
15,00%
24,87%
14,70%
21,36%
5,45%
9,09%
3,87%
19,07%
2,27%
1,40%
0,55%
1,59%
2,45%
0,22%
0,74%
3,48%
13,25%
0,49%
0,59%
0,22%
0,83%
0,50%
0,07%
0,33%
0,29%
0,15%
0,00%
0,02%
0,00%
0,03%
0,00%
0,01%
0,25%
0,17%
0,02%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,16%
0,16%
0,03%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,05%
0,00%
0,00%
0,00%
0,01%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Tabel 15: Aandeel tariefschijf tussen 2007 en 2015, per jaar Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
Niet-vertrouwelijk
74/171
b)
Volumes
Evolutie Belgische volumes In 2015 werd op de Belpex DAM een recordhoeveelheid van 23,7 TWh verhandeld: een stijging van 19,9% ten opzichte van 2014. Het verhandelde volume komt overeen met 30,7% van de jaarlijkse afname in de Elia-regelzone, het hoogste aandeel sinds de oprichting het marktsegment. Dit aandeel is ook deels toe te wijzen aan een daling van de gemeten afname (-3,38 TWh; -4,20%). De toename van 20,4% (4,0 TWh) van het totaal aangekochte volume tot 23,6 TWh wordt slechts met 0,1 TWh voldaan door verkoop60. Het overige deel van de toename van het aangekochte volume (3,9 TWh) wordt voldaan door invoer. Het totaal ingevoerd volume via Belpex DAM (14,0 TWh) is het hoogste volume sinds 2007. Er wordt voor de eerste keer sinds 2007 geen significant uitvoervolume geregistreerd.
(TWh)
Aankoop
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007-2015
6,8 10,4 6,0 9,6 10,3 15,8 16,1 19,6 23,6 118,2
Verkoop 4,8 4,3 9,1 8,9 9,2 8,9 11,2 9,5 9,6 75,6
Handel 7,6 11,1 10,1 11,8 12,4 16,5 17,1 19,8 23,7 130,1
Invoer -2,7 -6,8 -1,0 -2,9 -3,1 -7,6 -5,9 -10,3 -14,0 -54,4
Uitvoer 0,8 0,7 4,1 2,3 2,1 0,6 1,0 0,2 0,0 11,8
Netto invoer -2,0 -6,1 3,1 -0,7 -1,1 -6,9 -4,9 -10,1 -14,0 -42,7
Handel / afname 8,6% 12,6% 12,4% 13,7% 14,8% 20,1% 21,3% 25,6% 30,7% 17,8%
Tabel 16:
Verhandelde volumes en grensoverschrijdende uitwisselingen op de Belpex dagmarkt in TWh, alsook relatief aandeel van het verhandelde volume in functie van de afname gemeten door Elia Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex en Elia
60
Deze volumes verschillen enerzijds van elkaar en anderzijds van het totaal verhandelde volume omwille van de marktkoppeling en de stromen met Frankrijk en Nederland. Om dit uit te leggen, wordt het volgende voorbeeld gegeven: stel dat gedurende - één uur 1.000 MWh/h wordt aangekocht en 900 MWh/h wordt verkocht op Belpex => er wordt dus 100 MWh/h ingevoerd; - voor een ander uur 800 MWh/h wordt aangekocht en 1.000 MWh/h wordt verkocht op Belpex => er wordt dus 200 MWh/h uitgevoerd. Het gemiddelde verhandelde volume tijdens de twee uren op Belpex is dan 1.000 MWh/h, het gemiddelde verkochte volume bedraagt 950 MWh/h en het gemiddelde aangekochte volume bedraagt 900 MWh/h.
Niet-vertrouwelijk
75/171
3.000
MWh
2.742 2.653
2.500
2.706 2.639
2.414 2.234
2.164 1.971
2.000
1.752
1.580
1.556
1.617
1.500 1.210
1.000
818
960 687
703
500 329 254 0
Aankoop
Verkoop
Handel
Figuur 43: Gemiddelde verhandelde, aangekochte en verkochte volumes op de Belpex dagmarkt tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG op basis van data Belpex
De stijging in aankoop en verhandeld volume is reeds merkbaar vanaf maart 2014 (Figuur 43). Dit is het gevolg van de onbeschikbaarheid van (goedkopere) nucleaire centrales en de hogere kost voor het genereren van elektrische energie met de overige centrales in het Belgische productiepark ten opzichte van het invoeren van goedkopere energie uit de buurlanden. Waarde van de verhandelde contracten In 2015 steeg de waarde met 30,1% ten opzichte van vorig jaar naar een niveau van 1080,4 miljoen euro, het hoogste niveau sinds het ontstaan van het marktsegment (Figuur 44).
Niet-vertrouwelijk
76/171
1.200 M€
1.080,4
1.000 859,4
802,2
800
560,8
600
400
830,2
804,3
618,7
388,5
365,9
200
0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figuur 44: Waarde van de verhandelde contracten via de Belpex dagmarkt Bronnen: CREG op basis van data Belpex
Marktaandelen van marktspelers op de Belpex dagmarkt Het marktaandeel van de top 3 marktdeelnemers op de Belpex dagmarkt, voor de aankoop van elektriciteit, is ongeveer constant gebleven in 2015 (8,96 TWh) ten opzichte van het niveau van vorig jaar (Figuur 45). De overige 62% elektrische energie wordt aangekocht door overige marktdeelnemers in België. In totaal wordt er 4,0 TWh meer elektriciteit aangekocht dan in 2014 en wordt er commercieel bijna geen energie uitgevoerd om aan de vraag van marktdeelnemers actief op andere, gekoppelde dagmarkten te voldoen. De compositie van elk segment kan veranderen doorheen de jaren. Het marktaandeel van alle marktdeelnemers op de Belpex dagmarkt voor de verkoop van elektriciteit stijgt slechts met 1,5% (Figuur 46). Marktdeelnemers actief op andere, gekoppelde, dagmarkten importeren 3,74 TWh meer naar België dan in 2014 om aan de vraag in België te voldoen. De compositie van elk segment kan veranderen doorheen de jaren.
Niet-vertrouwelijk
77/171
25 0,03
TWh
0,16
20
0,65
1,05
14,70
15 10,94 7,15 0,67
10
2,25
3,16 4,09
3,30
2,06
8,27
3,84
0,78 1,81 5
3,06 7,27 4,99
8,69 6,29
6,44
2010
2011
7,82
8,66
8,96
2014
2015
3,00 0
2007
2008
2009
Top 3
Overige
2012
2013
Uitvoer
Figuur 45: Evolutie van de absolute marktaandelen op de Belpex dagmarkt voor de aankoop van elektriciteit in 2007-2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Belpex 25 TWh
20
14,04 15 5,93
10,30
7,56
10
1,00
2,93
3,12 4,91
6,78
3,45
2,97
3,37
5,70
5,94
5,90
2009
2010
2,74
4,76
4,00
4,15
5 2,67
1,57
2,16
2,75
2007
2008
4,92
6,29 4,72
5,49
0 Top 3
2011 Overige
2012
2013
2014
2015
Invoer
Figuur 46: Evolutie van de absolute marktaandelen op de Belpex dagmarkt voor de verkoop van elektriciteit in 2007-2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Belpex
Niet-vertrouwelijk
78/171
De stijging in verhandeld volume met 19,9% wordt met andere woorden grotendeels voldaan door de stijging van het ingevoerde volume. De nog beschikbare maar onbenutte capaciteit van het Belgische productiepark wordt, ondanks een recordhoogte aan de vraagzijde in 2015, in de aanbodscurve volledig weggeprijsd wordt door buitenlandse productiefaciliteiten.
Dagmarktresiliëntie De marktresiliëntie (of marktrobuustheid) is een maat voor de prijsgevoeligheid van een markt op schommelingen van het aanbod of de vraag. Hoe minder de marktprijs reageert op een bijkomende vraag of bijkomend aanbod, hoe robuuster de markt, en hoe hoger de marktresiliëntie. De marktresiliëntie kan bijgevolg ook gezien worden als een maat voor de liquiditeit in de markt. De dagmarktresiliëntie wordt maandelijks gesimuleerd door Belpex NV door de uurlijkse dagmarktprijs te bepalen in het geval er een hoger volume van aanbod of vraag zou geweest zijn, als price-taking bod. De resiliëntie wordt voor 6 situaties bepaald: indien 500 MWh/h, 250 MWh/h, of 50 MWh/h extra aangekocht werd (B500, B250, en B50 respectievelijk), en indien 50 MWh/h, 250 MWh/h, of 500 MWh/h extra verkocht werd (S50, S250, en S500 respectievelijk, Figuur 47). De regio die beschouwd wordt bij de berekening van de resiliëntie zijn de biedzones die geopereerd worden door Belpex, APX, en EPEX Spot; met andere woorden de CWE regio inclusief APX UK. Aangrenzende biedzones worden gemodelleerd aan de hand van virtuele hubs en interconnectoren61. De gemiddelde resiliënties in 2015 zijn allen hoger in absolute waarde dan hun niveau in 2014 (Figuur 47). Het verschil is meer uitgesproken bij extra vraag en dit in functie van de afwijking van de referentiemarktprijs: een gemiddelde toename van 250 MWh/h vraag heeft een prijsstijging als effect dat anderhalf keer zo groot als het effect van de prijsdaling bij een afname van 250 MWh/h. Bij een volume van 500 MWh/h is de factor 2,3. De verhoogde marktresiliëntie, zowel bij de extra aan- als verkoop van energie, is merkbaar vanaf april tot en met oktober 2015, met een piek in september (Figuur 48). De marktresiliëntie is in absolute waarde constant hoger bij additionele vraag dan bij additioneel aanbod. Dit wijst erop dat tijdens 2015 de marktprijs zich eerder op het steile uiteinde van de aanbodscurve bevond. Deze observaties stroken met de reeds gemelde observaties betreffende (i) de verminderde beschikbare productiecapaciteit door enerzijds onverwachte
61
https://www.belpex.be/wp-content/uploads/20150826_Resilience_Analysis_Note_Belpex_BE.pdf.
Niet-vertrouwelijk
79/171
onbeschikbaarheid van nucleaire centrales en anderzijds geplande onbeschikbaarheden wegens onderhoudswerken met het oog op de winterperiode, en (ii) de lagere frequentie van (gedeeltelijke) prijsconvergentie in de CWE-regio. 10 €/MWh 8
7,77
6
4 3,02
2 0,60 0
0,00 -0,53
-2
-2,00 -3,35
-4 S500
S250 2007
2008
S50 2009
B50 2010
2011
2012
B250 2013
2014
B500 2015
Figuur 47: Gemiddelde resiliëntie van de Belpex dagmarkt voor de jaren 2007 tot 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Belpex
Niet-vertrouwelijk
80/171
45 €/MWh
41,43
35
25 22,30
15
13,77
12,52 y = 0,0104x + 2,6953 6,61
5
5,80
6,01 4,35
2,01 -0,96
-4,28 y = -0,0006x - 2,1909
-5 -8,60
-4,69
-3,53
-2,14
-8,55
-15
500 MW bijkomende verkoop
500 MW bijkomende aankoop
Figuur 48: Gemiddelde absolute dagmarktresiliëntie op de Belpex beurs wanneer 500 MWh/h extra aangekocht of verkocht wordt, per maand Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
Biedgedrag op de Belpex dagmarkt Een marktspeler heeft - in de Belgische biedzone - vier types van producten of biedingen ter beschikking om op de Belpex dagmarkt contracten aan te gaan: een ‘limit order’, ‘normal block order’, ‘linked block order’, en ‘exclusive block order’. Een beschrijving van elk type bieding en hun gebruik is terug te vinden in het monitoringrapport van 2014. De geaccepteerde biedingen met als doel elektriciteit aan te kopen via de Belpex dagmarkt bestaat in 2015 voor 95,6% uit het limit order type. Het aandeel van smart orders is beperkt maar overstijgt in volume wel het aandeel van block orders. In ieder geval blijven limit orders het product bij uitstek om de vraag naar elektriciteit kenbaar te maken op de dagmarkt.
Niet-vertrouwelijk
81/171
25 0,47
TWh
0,19
20
0,07
0,33 0,71
0,70
0,75
15
0,39
22,61
0,54
10
1,00 5
0,19
0,25 18,49 15,09
15,39
2012
2013
0,21 9,88
9,40
10,03
2010
2011
5,85
5,81
0
2007
2008
2009 Limit Buy
Block Buy
Linked Buy
2014
2015
Exclusive Buy
Figuur 49: Aangeboden volume per type bieding resulterend in de aankoop van elektriciteit, per jaar, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex 12 TWh
10
2,47 0,56
0,36
0,61 0,28
0,89 1,72
8
1,41
1,08 0,30 1,23
6 0,14
0,56
4
8,58
8,55
8,72
8,38 7,20
2
7,18
7,04
2014
2015
4,70 3,76
0
2007
2008
2009 Limit Sell
2010 Block Sell
2011 Linked Sell
2012
2013
Exclusive Sell
Figuur 50: Gebruik van het type biedingen resulterend in de verkoop van elektriciteit, per jaar, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
Niet-vertrouwelijk
82/171
De geaccepteerde biedingen aan de verkoopzijde op de Belpex DAM bestaan voor 73,0% uit limit orders, wat een lager aandeel is dan het voorgaande jaar (Figuur 50). Het totaal volume van geaccepteerde biedingen aan de aanbodszijde is niettemin zeer licht gestegen. Het is vooral het verhoogde aanbod via ‘exclusive orders’ (+77%) die tot deze stijging leidt. Ook aan de aanbodszijde overstijgt het aandeel ‘smart orders’ (‘linked orders’ en ‘exclusive orders’) voor de eerste keer het aandeel ‘normal block orders’. Het stijgend aandeel van block orders kan leiden tot toenemende uitdagingen om het optimale marktresultaat te berekenen door het algoritme Euphemia. Dit vertaalt zich onder meer in een toenemend aandeel van paradoxaal geweigerde biedingen62. Rekening houdend met enkel de voor marktdeelnemers reeds vertrouwde block orders, stijgt dit aandeel in 2015 tot boven de 1% van het totaal ingeboden aantal block orders, en dit zowel voor de aanbodszijde als de vraagzijde. De aanwezigheid van PRBs is inherent aan het huidige ontwerp van de markt en wordt verklaard door het objectief van welvaartmaximalisatie en de ‘all-or-none’-beperking van block orders. Het accepteren van de bieding introduceert immers een extra volume in de biedcurve. Een aanvaarde bieding om een extra volume aan te kopen leidt, bij eenzelfde aanbodscurve, tot hogere prijzen, terwijl een aanvaarde bieding om extra te verkopen leidt tot lagere prijzen bij eenzelfde vraagcurve. Het aanvaarden van een bieding kan dus leiden tot een zodanige prijsverandering waardoor de bieding zelf niet meer winstgevend zou zijn. Het huidige marktontwerp aanvaardt geen verlieslatende biedingen waardoor deze uiteindelijk geweigerd wordt. Een paradoxaal geweigerde bieding is met andere woorden een bieding die niet winstgevend zou geweest zijn indien ze wel aanvaard werd.
62
Paradoxically rejected block orders (PRBs) zijn niet-convexe biedingen die, afgaand op de bekomen marktprijzen, aanvaard dienden te worden maar toch geweigerd zijn.
Niet-vertrouwelijk
83/171
250
1,6%
1,4% 200 1,2%
1,0%
150
0,8%
100
0,6%
0,4% 50 0,2%
0
0,0% 2010
2011
2012
2013
Sell PRB (block order)
2014
2015
Buy PRB (block order)
Figuur 51: Aantal paradoxaal geweigerde block orders (balk) en aandeel ten opzichte van het totaal ingediende aantal block orders (lijn), per jaar over de periode 2010-2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
De flow-based marktkoppeling wijst nettoposities voor in- of uitvoer toe aan elke biedzone in de regio op basis van het criterium van welvaartsmaximalisatie in de gehele regio. Deze welvaartsuitwisselingen worden dus bepaald door het verschil in marktprijzen enerzijds en de elasticiteiten van de residuele vraagcurves in de orderboeken anderzijds van de biedzones: hoe groter het prijsverschil en hoe elastischer de curves, hoe meer welvaartsverhoging
gegenereerd
wordt
door
eenzelfde
volume
aan
commerciële
uitwisselingen. Daarom wordt nagegaan welk volume binnen welk prijssegment aangeboden of gevraagd wordt op de Belpex DAM. Het volume aangeboden via limit orders met de intentie elektriciteit aan te kopen op de Belpex dagmarkt toont dat in 2015 gemiddeld 68% van het volume aan €3000/MWh werd aangeboden, een stijging in vergelijking met vorig jaar ten nadele van het volume in de prijsvork €200/MWh-€300/MWh (Figuur 52). Een hoger volume aan normal block orders wordt tijdens de herfst- en winterperiode aangeboden dan de zomerperiode (Figuur 53). Het volume aangeboden via limit orders in de prijsvork €40/MWh-€60/MWh met de intentie elektriciteit te verkopen op de Belpex dagmarkt stijgt naar het einde van het jaar toe in 2015 ten nadele van het volume aangeboden in de prijsvork €60/MWh-€100/MWh tijdens de zomerperiode (Figuur 54). Het dalend volume aan normal block orders geobserveerd vanaf
Niet-vertrouwelijk
84/171
maart 2014 zet zich verder in 2015 (Figuur 55). Dit is te verklaren door het toenemend gebruik van smart orders. De evolutie van het aangeboden volume aan exclusive orders om elektriciteit te verkopen, rekening houdend met het feit dat meerdere biedingen tot eenzelfde groep behoren, toont dat biedingen zich vooral bevinden in de prijsvork €40/MWh-€60/MWh met naar het einde van 2015 toe een stijging aan volume in de prijsvork €20/MWh-€40/MWh. In september en oktober 2015 wordt het laagste aangeboden volume geobserveerd wat interessant is gegeven de maandelijkse prijsevolutie (Figuur 36). Deze daling kan verklaard worden door de lage beschikbare productiecapaciteit in deze periode.
Niet-vertrouwelijk
85/171
TWh TWh
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[
3000 EUR/MWh
[1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[
[1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[
[200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[
[60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[
[0 EUR/MWh - 20 EUR/MWh[
201004
[-500 EUR/MWh - 0 EUR/MWh[
[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[
3000 EUR/MWh
[300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
[80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
[20 EUR/MWh - 40 EUR/MWh[
Figuur 55: Aangeboden volume via biedingen van het type normal block order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[
200701 [300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
200710
[200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[
200707
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[
200804
[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[
200801
[-500 EUR/MWh - 0 EUR/MWh[
200810
[80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
200807
[20 EUR/MWh - 40 EUR/MWh[
200904
[60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[
200901
[0 EUR/MWh - 20 EUR/MWh[
200910
[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[
0
0,5
1
1,5
2
2,5
200907
[-500 EUR/MWh - 0 EUR/MWh[
Figuur 54: Aangeboden volume via biedingen van het type limit order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
200704
1,6
201001
Figuur 53: Aangeboden volume via biedingen van het type normal block order, met de intentie aan te kopen, per maand, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
[0 EUR/MWh - 20 EUR/MWh[
[60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[
201010
Figuur 52: Aangeboden volume via biedingen van het type limit order, met de intentie aan te kopen, per maand, 2007 – 2015. Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
[20 EUR/MWh - 40 EUR/MWh[
[80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
201007
[-500 EUR/MWh - 0 EUR/MWh[
201104
[0 EUR/MWh - 20 EUR/MWh[
[200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[
[1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[
201101
[20 EUR/MWh - 40 EUR/MWh[
[300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
3000 EUR/MWh
201110
[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[
201107
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[
201204
[60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[
201201
[80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
201210
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[
201207
[200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[
201304
[1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[
201301
[300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
201310
3000 EUR/MWh
0
201307
0
0,2
0,4
201404
0,5
0,6
201401
1
0,8
201410
1,5
1
201407
2
1,2
TWh
201504
2,5
1,4
201501
TWh
201510
3
201507
Niet-vertrouwelijk
86/171
1
TWh
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3
0,2 0,1 0
[-500 EUR/MWh - 0 EUR/MWh[
[0 EUR/MWh - 20 EUR/MWh[
[20 EUR/MWh - 40 EUR/MWh[
[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[
[60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[
[80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[
[200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[
[300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[
[1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[
3000 EUR/MWh
Figuur 56: Aangeboden volume via biedingen van het type exclusive order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex
IV.1.2 Continue intraday markt (Belpex CIM) IV.1.2.1 Historiek Op 8 september 2015 migreerde Belpex CIM van Elbas naar het Eurolight 8 systeem. Eurolight is het handelsplatform dat reeds gebruikt werd voor Belpex DAM. Zoals reeds vermeld in de historiek van het monitoringrapport 2014 zit het ‘Crossborder Intraday (XBID) Market’ project momenteel in de ontwikkelingsfase. De go-live wordt verwacht rond het derde kwartaal van 2017.
IV.1.2.2 Analyse De verhandelde volumes op de intraday markt zijn in 2015 16,3% gedaald ten opzichte van het niveau van vorig jaar, tot onder het niveau van 2013 (Tabel 17). Dit is de eerste volumedaling sinds de start van de intraday handel. De gemiddelde jaarprijs in intraday is ongeveer gelijk aan de gemiddelde jaarprijs in day-ahead en noteert analoog aan de dayahead prijs een stijging in vergelijking met vorig jaar.
Niet-vertrouwelijk
87/171
Belpex Intra-day
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Market Price (€/MWh)
84,5
41,8
49,9
55,6
51,7
52,4
42,5
44,7
Volume (GWh)
89,2
187,2
275,5
363,5
513,2
651,0
768,2
642,9
Tabel 17: Verhandelde volumes en prijzen voor de intraday markt tussen 2007 en 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Belpex63
De acties op de intraday markt zijn grotendeels gedreven door onvoorziene gebeurtenissen die zich pas na het sluiten van de dagmarkt manifesteren. Ongeplande onbeschikbaarheden van centrales en herzieningen van voorspellingen van de vraag of de injectie van wind- en zonne-energie zijn enkel voorbeelden hiervan. Naast het inzetten van flexibele productie- of afname-eenheden is de beschikbare interconnectiecapaciteit een andere belangrijke factor voor het garanderen van liquiditeit op de intraday markt. Een groot deel van de maximale interconnectiecapaciteit werd reeds aangeboden voor de aanvang van de intraday markt waardoor het verloop van de Intra-Day Available Transfer Capacity (ID ATC) onder meer sterk afhangt van de toegewezen commerciële uitwisselingen op de dagmarkt (Figuur 57 en Figuur 58). De ID ATC met de Franse biedzone toont dat vanaf 2012 de beschikbare importcapaciteit aangeboden op de intraday markt sterk daalt en de exportcapaciteit sterk stijgt. Dit toont aan dat er op day-ahead basis grote volumes commerciële uitwisselingen worden geïmporteerd. Bij uitwisselingen met de Nederlandse biedzone wordt een seizoensgebonden verloop zichtbaar over de periode 2010-2013, met veel toegewezen uitvoer op dagmarktbasis tijdens de zomer en veel toegewezen invoer tijdens de winter. Vanaf 2014 verkleint de invoercapaciteit in intraday aanzienlijk. Over de hele periode tot en met begin 2015 zijn de commercieel beschikbare invoer- en uitvoercapaciteit op de intradaymarkt communicerende vaten met een bandbreedte van 4.000 MW voor Frans-Belgische uitwisselingen en 2.700 MW op de Nederlands-Belgische grens. Deze bandbreedte verkleint echter vanaf mei 2015 tot respectievelijk 1.800 MW (˗2.200 MW) en 1.400 MW (-1.300 MW) in december. Alhoewel opgemerkt wordt dat vooral beschikbare ATC-capaciteit in de commercieel rationele fluxrichting van belang is, is de herevaluatie door het flow-based marktkoppeling van intraday ATC capaciteiten lager dan wat verwacht mag worden.
63
Aangezien er geen prijsbepaling is om de continue intraday markt worden deze indicatieve prijzen berekend door de CREG. Dit jaar gebruikt de CREG een weighted mean methode om rekening te houden met ‘block biedingen’, in tegenstelling tot voorgaande jaren waarbij een gewoon gemiddelde berekend werd.
Niet-vertrouwelijk
88/171
5000 MWh/h 4000 3000 2000 1000 0 -1000 -2000 -3000 -4000 -5000
ID ATC BE-FR
ID ATC FR-BE
ATC na dagmarkt (invoer)
ATC na dagmarkt (uitvoer)
Figuur 57: Gemiddelde beschikbare ATC in intraday in functie van de gemiddelde day-ahead ATC en toegewezen commerciële uitwisselingen op de dagmarkt tussen de Belgische en Franse biedzones Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Elia 3000 MWh/h
2000
1000
0
-1000
-2000
-3000
ID ATC BE-NL
ID ATC NL-BE
ATC na dagmarkt (invoer)
ATC na dagmarkt (uitvoer)
Figuur 58: Gemiddelde beschikbare ATC in intraday in functie van de gemiddelde day-ahead ATC en toegewezen commerciële uitwisselingen op de dagmarkt tussen de Belgische en Nederlandse biedzones Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens Elia
Niet-vertrouwelijk
89/171
IV.2 Langetermijnmarkt Dit deel behandelt de langetermijnmarkt, met name die beheerd wordt door de volgende beurzen: ICE ENDEX (voorheen deel van APX-ENDEX) wat België en Nederland betreft, en EEX wat Frankrijk en Duitsland betreft.
IV.2.1 Futures prijzen in vergelijking met de Belpex dagmarkt De
maandelijkse
gemiddelde
prijs
per
transactiemaand
voor
vier
types
64
energiecontracten day-ahead (D+1, Belpex DAM), month-ahead (M+1, Endex BE), quarterahead65 (Q+1, Endex BE), en year-ahead66 (Y+1, Endex BE) convergeerden eind 2015 naar eenzelfde prijsniveau (Figuur 59). Dit is opvallend aangezien kortlopende contracten met levertermijn tijdens de winterperiode normaal gezien aan een hogere prijs zouden moeten verhandeld worden dan het year-ahead contract dat ook levering tijdens de zomerperiode omvat. Het seizoensgebonden karakter van de prijs van producten op kortere termijn rond die van het year-ahead product is nog altijd aanwezig maar met een lagere afwijking dan deze geobserveerd tijdens het voorgaande jaar.
Month-ahead is de Endex Power BE Month en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van month-ahead contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in de daaropvolgende maand), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/. 65 Quarter-ahead is de Endex Power BE Month en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van quarter-ahead contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in het daaropvolgende trimester), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/. 66 Year ahead is de Endex Power BE Calendar en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van calendar contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in het daaropvolgende kalenderjaar), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/. 64
Niet-vertrouwelijk
90/171
110
108,6 €/MWh
100
90
88,0
80
70 65,0 62,6 60
65,1 60,9 60,0
59,1
63,0 60,2
56,4
53,9
54,0
55,0
53,4 47,7
47,8 50
54,0
55,4
40 37,5 34,8 31,0
30
37,6
33,4
32,5 29,8
30,2
44,9 44,3
34,4
33,4
26,8 20
10
0
BE D+1
BE M+1
BE Q+1
BE Y+1
Figuur 59: Gemiddelde maandprijzen per transactiemaand van de vier typecontracten tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG op basis van gegevens ICE Endex en EEX
Over de periode 2007-2015 correleren de gemiddelde prijzen van de vier types contracten per transactiemaand relatief sterk (>60%, Tabel 18). De correlatie is het hoogst tussen de day-ahead en de month-ahead contracten (88%) en het laagst tussen de day-ahead en de year-ahead (65%). De correlaties tussen de contracten verminderen naarmate het tijdsverschil tussen de periodes toeneemt. correlatie BE D+1
BE M+1
BE Q+1
BE Y+1
0,88
0,74
0,64
0,86
0,73
BE M+1 BE Q+1
0,82
Tabel 18:
Correlatie tussen de day-ahead, de month-ahead, de quarter-ahead en de year-ahead contracten tussen 2007 en 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
De correlaties zijn sterk verminderd wanneer de periode 2012-2015 beschouwd wordt (Tabel 19). De correlatie tussen de maandelijkse gemiddelde transactieprijzen met het yearahead contract zijn niet significant. Er is enkel nog een relatief sterke correlatie te vinden tussen het month-ahead contract met enerzijds het day-ahead contract en anderzijds het quarter-ahead contract.
Niet-vertrouwelijk
91/171
correlatie BE D+1
BE M+1
BE Q+1
BE Y+1
0,60
0,16
0,20
0,62
0,30
BE M+1 BE Q+1
0,46
Tabel 19:
Correlatie tussen de day-ahead, de month-ahead, de quarter-ahead en de year-ahead contracten tussen 2012 en 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
Om (ex-post) na te gaan welk contract (D+1, M+1, Q+1, Y+1) het goedkoopste was op een gegeven ogenblik, moet de prijs vergeleken worden tijdens een identieke leveringsperiode67. De prijs voor een quarter-ahead product ligt bijvoorbeeld vast per drie maanden, die van een year-ahead voor een jaar (Figuur 60). Het seizoensgebonden karakter van elk contract komt ook hier tot uiting. 110
€/MWh
108,6
100
90
80
76,0 70 60,3
60
56,4
56,7
50,5
50
57,9 55,4
53,9 47,7
51,9 46,9 44,6
43,6 40 37,1 33,4 30
35,9
29,8 26,8
20
10
200701 200703 200705 200707 200709 200711 200801 200803 200805 200807 200809 200811 200901 200903 200905 200907 200909 200911 201001 201003 201005 201007 201009 201011 201101 201103 201105 201107 201109 201111 201201 201203 201205 201207 201209 201211 201301 201303 201305 201307 201309 201311 201401 201403 201405 201407 201409 201411 201501 201503 201505 201507 201509 201511
0
BE D+1
BE M+1
BE Q+1
BE Y+1
Figuur 60: Gemiddelde maandprijzen per leveringsmaand van de vier typecontracten tussen 2007 en 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
67
Om de gemiddelde prijs te bepalen voor een welbepaald product, wordt de gemiddelde prijs telkens berekend tijdens een periode die identiek is aan de leveringsperiode van het product, en dit over de periode net vóór de effectieve levering. Bijvoorbeeld, de prijs van een quarter-ahead product voor levering in het eerste kwartaal van (januari-maart) 2010 wordt berekend aan de hand van het gemiddelde van de quarter-ahead prijs tijdens de het vierde kwartaal van (oktober-december) 2009, het kwartaal vóór de effectieve leveringsperiode.
Niet-vertrouwelijk
92/171
Jaar 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007-2015
BE D+1 41,8 70,6 39,4 46,3 49,4 47,0 47,5 40,8 44,7 47,5
BE M+1 44,6 78,5 43,4 45,2 54,9 47,8 46,6 45,9 45,3 50,3
BE Q+1 48,9 77,7 52,9 46,6 55,7 49,3 46,7 46,7 47,7 52,5
BE Y+1 59,6 56,3 76,0 51,0 50,0 55,2 50,5 43,6 46,9 54,3
BE M+1 2,8 7,9 4,0 -1,1 5,6 0,8 -0,8 5,1 0,7 5,8%
BE Q+1 7,2 7,1 13,6 0,3 6,4 2,3 -0,8 5,9 3,0 10,5%
BE Y+1 17,8 -14,3 36,7 4,7 0,7 8,2 3,0 2,8 2,2 14,4%
Tabel 20: Gemiddelde jaarlijkse prijs voor de levering voor vier typecontracten tussen 2007 en 2015. Bronnen: CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
De gemiddelde prijs per leveringsjaar en het absoluut verschil tussen de prijs van elk contract met de day-ahead contractprijs houden de stelling dat, in het algemeen, hoe vroeger de prijs wordt vastgelegd hoe hoger de gemiddelde prijs zal zijn niet helemaal overeind blijft (Tabel 20). In 2014 en 2015 was immers het quarter-ahead contract het contract met de hoogste prijs. Er zijn verschillende redenen om te argumenteren waarom langetermijncontracten duurder zouden moeten zijn dan contracten op kortere termijn. Zo bijvoorbeeld kan de hogere prijs beschouwd worden als een risicopremie waartegen marktdeelnemers zich indekken tegen onverwachte omstandigheden die een invloed hebben op de groothandelsprijs, zoals brandstofkosten, de beschikbaarheid van productiecapaciteit, de CO2-prijs en de te verwachten economische ontwikkeling. De consumenten op de groothandelsmarkt voor elektriciteit zijn voornamelijk industriële spelers. Hun elektriciteitsverbruik wordt bepaald door hun orderboek, met een tijdshorizon gaande van enkele maanden tot meerdere jaren, maar in de meeste gevallen langer. Daardoor kan een vaste prijs voor hun toekomstige elektriciteitsvraag hun risico beperken, zelfs als ze daarvoor een premie moeten betalen. Anderzijds worden producenten verondersteld meer risicoaversie te hebben dan consumenten als het gaat over contracten op zeer lange termijn die kunnen gaan tot meerdere decennia. De reden hiervoor is, onder andere, dat de investeringen in productiecapaciteit meestal moeten worden afgeschreven over een periode van 15 tot 40 jaar, of zelfs langer, en het niveau van liquiditeit en transparantie van de langetermijnmarkt ten opzichte van de kortetermijnmarkt. Hoe langer op voorhand het contract wordt afgesloten, hoe hoger de risicopremie. De afgelopen twee jaren waren quarter-ahead contracten duurder aangezien er een kans was op stroomschaarste en/of stroomtekorten: in 2014 komt de stijging in prijs voor het quarter-ahead contract overeen met transactieprijzen gevormd in het derde kwartaal, een periode wanneer het volume voor strategische reserves gecommuniceerd werd en de uitval van Doel 4. In 2015 komt deze stijging overeen met transacties rond augustus 2015, na het uitvallen van Tihange 1.
Niet-vertrouwelijk
93/171
Indien deze cijfers per jaar worden geanalyseerd, vloeit hieruit het volgende voort: - gedurende twee jaar was een day-ahead contract gemiddeld duurder dan een quarter-ahead contract (2013) en een year-ahead contract (2008); - gedurende twee jaar was een day-ahead contract gemiddeld duurder dan een month-ahead contract (2010 en 2013). Deze gegevens staan in het geel aangeduid in de tabel. Voor 2013 is deze bijzondere situatie waarschijnlijk te wijten aan de problematiek van de verlengde stillegging van meerdere kerncentrales. Tot midden 2012 was het onmogelijk om de stillegging van deze laatsten voor zo’n lange periode te voorzien. Opvallend is dat in 2014 en 2015, ondanks gelijkaardige gebeurtenissen, geen gelijkaardige resultaten gezien worden.
IV.2.2 Futures prijzen in de CWE-regio De gemiddelde maandprijs van een year-ahead contract voor de levering van elektriciteit in de vier markten van de CWE-regio, met name België, Nederland, Frankrijk en Duitsland, toont dat de elektriciteitsprijs in Duitsland steeds verder daalt en dit aan een grotere snelheid dan die van de overige biedzones (Figuur 61). De prijs in de Nederlandse biedzone evolueert meer en meer in de richting van die van Duitsland terwijl die van de Belgische en Franse biedzone convergent zijn indien er voldoende nucleaire capaciteit beschikbaar is. In het geval er een verhoogde onbeschikbaarheid is van nucleaire centrales zijn de Belgische prijs de hoogste van de regio.
Niet-vertrouwelijk
94/171
100 €/MWh 91,3
90
82,8 80 70 60 54,0
51,8
49,2
50 48,2
45,6
51,7 47,7
44,3
40
34,3
36,5 31,8
30
32,8 28,3
20 10 0
BE Y+1
NL Y+1
FR Y+1
DE Y+1
Figuur 61: Gemiddelde maandprijzen per transactiemaand voor de year-ahead levering in België, Nederland, Frankrijk en Duitsland (€/MWh) tussen 2007 en 2015 Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
Periode van transactie - €/MWh Jaar BE Y+1 NL Y+1 FR Y+1 2007 56,3 60,3 54,4 2008 76,0 76,3 74,1 2009 51,0 50,3 51,8 2010 50,0 49,5 52,4 2011 55,2 56,0 56,0 2012 50,5 51,9 50,6 2013 43,6 47,5 43,3 2014 46,9 43,4 42,4 2015 43,3 37,6 38,1 2007-2015 52,5 52,5 51,5
DE Y+1 55,9 70,2 49,2 49,9 56,1 49,3 39,1 35,1 30,9 48,4
vergeleken met BE Y+1 - % NL Y+1 FR Y+1 DE Y+1 7,1% -3,4% -0,7% 0,4% -2,6% -7,6% -1,3% 1,6% -3,5% -1,0% 4,8% -0,2% 1,5% 1,5% 1,6% 2,8% 0,1% -2,4% 9,0% -0,6% -10,4% -7,4% -9,6% -25,2% -13,2% -12,0% -28,6% 0,0% -2,1% -7,8%
Tabel 21:
Gemiddelde jaarlijkse prijzen van de year-ahead transacties voor België, Nederland, Frankrijk en Duitsland en het relatief prijsverschil ten opzichte van België Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
De gemiddelde year-ahead prijzen per jaar voor de vier landen en hun absoluut verschil met de Belgische prijs tonen dat de price spread sterk verhoogd is (Tabel 21). De prijs van elektriciteit op de groothandelsmarkt was gemiddeld €12/MWh met Frankrijk en €28,6/MWh met Duitsland. Het opnieuw opstarten van de nucleaire centrales hebben de prijsverschillen verlaagd tot €0/MWh en €6/MWh respectievelijk.
Niet-vertrouwelijk
95/171
IV.2.3 Prijsverschillen van de baseload elektriciteitsmarkt van de CWE-regio
year-ahead
futures
op
de
Dit deel tracht een reeks verklaringen te geven die de prijsverschillen van de baseload year-ahead futures op de CWE-markt sinds midden 2012 rechtvaardigen. Zoals hierboven uitgelegd, laat Figuur 61 toe een redelijk goede prijsconvergentie waar te nemen vanaf 2009 tot midden 2012. De dalende trend van de prijzen begint in meijuni 2011, maar zet zich aan een verschillend ritme voort vanaf midden 2012. De daling is sterker in Duitsland dan in Frankrijk. België volgt de dalende trend van Frankrijk, zeker vanaf 2013. De Nederlandse prijzen blijven gelijk in 2012, maar beginnen te zakken tegen eind 2012 tot aan het einde van het derde trimester van 2013 om vervolgens te stijgen tot het einde van het jaar. In 2014 stijgen de prijzen in België sterk, om dan opnieuw te dalen naar het einde van het jaar toe. Er zijn vier redenen voor deze evolutie. a)
de verschillen wat betreft het productiepark;
b)
de evolutie van de productiekosten van de gas- en steenkoolcentrales;
c)
de beperkte interconnectiecapaciteit;
d)
de onbeschikbaarheid van de kerncentrales.
De eerste drie redenen geven een verklaring voor de algemene trend geobserveerd sinds 2012. De onbeschikbaarheid van kerncentrales geeft een verklaring voor de kortetermijntrend geobserveerd in 2014 en 2015.
a)
Verschillen wat betreft het productiepark België
beschikt
over
een
productiepark
dat
grotendeels
uit
nucleaire
productiecapaciteit bestaat die voornamelijk wordt aangevuld door gascentrales. De hernieuwbare capaciteit is aanzienlijk (ongeveer 3,0 GW zonneproductie68, ongeveer 2,2 GW windproductie69). De hernieuwbare energieproductie is groot, maar blijft toch marginaal met een grootteorde van ongeveer 8 TWh voor een verbruik van 77 TWh. Frankrijk heeft een gelijkaardig productiepark, met echter een iets groter aandeel aan nucleaire capaciteit en een lagere gascapaciteit en hernieuwbare capaciteit. Nederland heeft
68 69
Bron: Elia http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-2015.pdf.
Niet-vertrouwelijk
96/171
bijna geen nucleaire capaciteit en beschikt voornamelijk over een gascapaciteit. Duitsland beschikt over een relatief beperkte nucleaire capaciteit maar over een aanzienlijke steenkoolen bruinkoolcapaciteit en een grote capaciteit op basis van hernieuwbare energie (45,0 GW windproductie70 en 40,4 GW zonneproductie71). Omwille van de aanzienlijke capaciteit aan hernieuwbare energiebronnen daalt de residuele vraag naar elektriciteit sneller in Duitsland dan in andere landen van de CWE-regio. In 2015 werd 38,5 TWh zonne-energie en 85,4 TWh windenergie geïnjecteerd, een stijging met 5,7 TWh (+17,4%) en 34,1 TWh (+66,1%) ten opzichte van 2014.
b)
Evolutie van de productiekosten van de gas- en steenkoolcentrales De evolutie van de baseload productiekost van gas- en steenkoolcentrales voor
kalenderjaar 2016 is in 2015 is met 26% gedaald voor gascentrales en 16% voor steenkoolcentrales (Figuur 62). Deze daling zorgt ervoor dat de competitiviteit van gascentrales verbetert ten opzichte van die van steenkoolcentrales. Steenkoolcentrales hebben weliswaar nog altijd lagere productiekosten dan gascentrales. Rekening houdend met de elektriciteitsprijs voor levering in België in 2016 is de brutowinst van elke technologie gestegen waarbij de brutowinst per geproduceerde eenheid elektriciteit van de minst efficiënte gascentrales zelfs positief geworden zijn (Figuur 63).
70
http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-2015.pdf.
71https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien-und-
konzeptpapiere/recent-facts-about-photovoltaics-in-germany.pdf.
Niet-vertrouwelijk
97/171
70 €/MWh
60
50
40
30
20
10
0
STEG (45%)
STEG (55%)
Kolen (35%)
Figuur 62: Productiekost voor een baseload profiel voor het volgende kalenderjaar Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX 25 €/MWh 20
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
STEG (45%)
STEG (55%)
Kolen (35%)
Figuur 63: Clean Dark Spreak en Clean Spark Spread voor een baseload profiel voor het volgende kalenderjaar Bronnen: berekening CREG op basis van gegevens ICE ENDEX en EEX
Niet-vertrouwelijk
98/171
c)
Beperkte interconnectiecapaciteit Het bovenstaande geeft niet noodzakelijk aanleiding tot een prijsverschil in de CWE-
regio: zolang de commerciële interconnectiecapaciteit voldoende is, kan de regio, met goedkopere steenkoolcentrales en een grote hernieuwbare productiecapaciteit (Duitsland), uitvoeren naar duurdere zones die een belangrijke gasproductiecapaciteit hebben en weinig hernieuwbare energie (Nederland). De interconnectiecapaciteit is echter beperkt ten opzichte van het totale verbruik. Deze situatie is helemaal duidelijk geworden op de markt vanaf het tweede semester van 2012. Dit kan worden vastgesteld op het niveau van het prijsverschil dat zich voordoet op de day-ahead markt in de CWE-regio. Figuur 36 geeft deze evolutie weer onder andere voor 2012-2015. Het is duidelijk dat de interconnectiecapaciteit niet volstaat om vanuit Duitsland goedkope elektriciteit te leveren aan Nederland en België, alsook in mindere mate aan Frankrijk. De vergelijking van de prijzen tussen de verschillende biedzones in de CWE-regio wordt in sectie IV.1.1.2a) voor de dagmarkt en sectie IV.2.2 voor de langetermijnmarkt uitgevoerd.
d)
Nucleaire onbeschikbaarheid Vanaf eind maart 2014 worden in België twee nucleaire eenheden buiten dienst
gesteld voor een onbepaalde duur. Ook vanaf begin en midden 2015 waren nucleaire centrales Doel 1 en Tihange 1 gedurende een lange tijd onbeschikbaar tot eind 2015. Deze onbeschikbaarheden, en vooral het opnieuw beschikbaar worden van deze centrales eind december 2015, hebben duidelijk een effect op de langetermijnprijzen in België, wat verklaart, in het geval van onbeschikbaarheden, dat er een prijsverschil ontstaat met de andere biedzones in de CWE-regio.
Niet-vertrouwelijk
99/171
V.
Interconnecties In dit deel wordt de capaciteit, de veilingen en het gebruik van de interconnecties met
Frankrijk en Nederland behandeld. Deze onderwerpen zullen volgens eenzelfde schema worden voorgesteld als het schema van de studies die de voorbije jaren werden uitgevoerd72.
V.1
Algemeen overzicht Figuur 64 geeft, voor 2015, een overzicht van de fysische, commerciële en
doorvoerstromen op de noord- en zuidgrens. In totaal werd in België 20,8 TWh netto geïmporteerd vanuit onze buurlanden, waarvan 12,4 TWh vanuit Nederland en 8,4 TWh vanuit Frankrijk. Dit komt overeen met gemiddelde netto invoerstromen van respectievelijk 1.415 MWh/h uit Nederland en 957 MWh/h vanuit Frankrijk. Luxemburg is ook netto-uitvoerder van elektriciteit naar ons land toe, zij het in zéér beperkte mate: gemiddeld 30 MWh/h. Op basis van de uurgegevens voor de fysische stromen kunnen ook de doorvoerstromen vanuit Nederland naar Frankrijk door ons land, en omgekeerd, berekend worden. Gemiddeld gezien bedroegen deze in 2015 voor de zuidelijke richting 57 MWh/h en 145 MWh/h in noordelijke richting. Niet enkel de fysische stromen verschillen sterk naargelang de beschouwde richting (in- of uitvoer), ook de gemiddelde commerciële nominaties zijn groter wanneer invoer beschouwd wordt dan wanneer uitvoer beschouwd wordt. Vooral op de grens met Frankrijk valt het grote verschil tussen in- en uitvoernominaties op: 2.005 MWh/h invoer tegenover 148 MWh/h uitvoer. Dit is ook, zij het in mindere mate, het geval op de grens met Nederland: 700 MWh/h invoer tegenover 158 MWh/h uitvoer. Het overgrote deel van deze nominaties betreft day-ahead, behalve in de uitvoerrichting naar Frankijk, waar vooral in intraday wordt genomineerd.
72
Zie de studies (F) 080117-CDC-742, (F) 090223-CDC-827, (F)100218-CDC-947, (F)110331-CDC1050, (F)120531-CDC-1153, (F)130530-CDC-1247, (F)140430-CDC-1319 en (F)150604-CDC-1411 beschikbaar op het adres http://www.creg.be/ (zie ook de “Lijst van vermelde werken” aan het einde van deze studie).
Niet-vertrouwelijk
100/171
Figuur 64: Fysische, commerciële en doorvoerstromen op de grenzen van de Belgische regelzone in 2015 Bronnen: Elia en CREG
Niet-vertrouwelijk
101/171
100 MW
Monthly
Intraday
Day-Ahead
M
DA
Yearly
Y
ID
COMMERCIËLE STROOM
DOORVOERSTROOM
FYSISCHE STROOM
48 MW
120 MW
37 MW
FR 38,48 €/MWh
1.161 MW
133 MW
BE
597 MW
44,68 €/MWh
113 MW
24 MW
43 MW
26 MW
NL 40,05 €/MWh
607 MW
V.2
Capaciteit
V.2.1
Fysische capaciteit De regelzone van Elia heeft twee interconnecties met het buitenland: één met
Nederland (noordgrens) en één met Frankrijk (zuidgrens). Elektrische stroom kan in de twee richtingen stromen: de invoer en de uitvoer. Elia hanteert de conventie volgens dewelke de uitvoerstromen positief zijn en de invoerstromen negatief zijn; de CREG neemt deze conventie ook over. Een interconnectie met het buitenland bestaat fysisch uit meerdere luchtlijnen, die elk een bepaalde capaciteit hebben om energie te transporteren. De totale fysische capaciteit van de interconnectie is in de twee richtingen gelijk. De fysische capaciteit verandert in principe niet, tenzij er netelementen (zoals een luchtlijn of een transformator) uit dienst zijn. Het berekenen van de beschikbare commerciële capaciteit is complex omdat deze afhankelijk is van de topologie en het gebruik van het net, zowel binnen de Elia-regelzone als daarbuiten. Zo bijvoorbeeld zullen sommige luchtlijnen sneller verzadigd geraken dan andere, waardoor de totale commerciële capaciteit van de interconnectie lager ligt dan de som van de fysische capaciteit van de lijnen. Gemakshalve wordt één enkele beschikbare interconnectiecapaciteit berekend voor elke richting voor de markt. Het omvat zo, onder één enkel gegeven, de totale commerciële capaciteit. Daarenboven moet niet alleen ook rekening worden gehouden met het N-1criterium voor de veilige uitbating van het net, maar ook met andere technische randvoorwaarden die de commerciële capaciteit van de interconnectie kunnen beïnvloeden.
V.2.2
Commerciële capaciteit Tabel 22 geeft het jaarlijkse gemiddelde van de commerciële capaciteit op de vier
interconnectierichtingen voor de periode van 1 januari 2007 tot en met 20 mei 2015, evenals de invoer- en uitvoercapaciteiten. De laatste rij van de tabel geeft het gemiddelde voor deze periode, alle waarden zijn uitgedrukt in MW. Sinds 21 mei 2015 vond, in de landen van de CWE regio73, de marktkoppeling voor de day-ahead markt op basis van de flow based capaciteitsberekening plaats. Dit mechanisme
73
Dit zijn België, Nederland, Frankrijk, Duitsland en Luxemburg.
Niet-vertrouwelijk
102/171
vervangt de eerder gebruikte Available Transmission Capacity methode (ATC) en heeft als belangrijkste kenmerken dat de maximale commerciële uitwisselingscapaciteiten gebaseerd zijn op de invloed die een verandering in de netto positie van een biedzone heeft op de critical branch van het geïnterconnecteerde elektriciteitssysteem binnen de CWE-regio. Omwille van de overschakeling van een ATC-gebaseerde capaciteitsberekening naar een flow-based berekening, kunnen vanaf 21 mei geen bilaterale commerciële invoer- of uitvoercapaciteiten op de noord- en zuidgrens worden berekend. De maximale netto positie van elk land komt overeen met de totale invoer- en uitvoercapaciteit (ATC) over beide landsgrenzen heen. Hierdoor wordt in onderstaande Tabel 22, voor het jaar 2015, enkel de gemiddelde beschikbare commerciële capaciteiten, per grens, voor de periode tussen 1 januari en 21 mei opgenomen. Daarnaast wordt, voor de laatste twee kolommen, het volledige jaar beschouwd. (MW)
FR=>BE
2007
-2.576
2008 2009
BE=>FR
NL=>BE
BE=>NL
Invoer
Uitvoer
1.000
-1.333
1.316
-3.908
2.317
-2.532
898
-1.350
1.344
-3.882
2.242
-2.501
1.088
-1.376
1.373
-3.877
2.460
2010
-2.700
1.188
-1.323
1.371
-4.023
2.558
2011
-2.880
1.420
-1.370
1.370
-4.250
2.791
2012
-2.905
1.643
-1.340
1.328
-4.245
2.971
2013
-2.589
1.459
-1.344
1.362
-3.933
2.821
2014
-2.321
1.361
-1.240
1.336
-3.562
2.697
2015*
-2.288
1.475
-1.262
1.269
-3.492
3.213
2007-2015
-2.627
1.267
-1.331
1.346
-3.908
2.674
Tabel 22: Gemiddelde beschikbare commerciële invoercapaciteit (MW) Bronnen: CREG en Elia *De data voor de eerste vier kolommen van 2015 betreffen de periode tot en met 20 mei, de laatste twee kolommen tonen de data voor het volledige jaar 2015
Tabel 22 toont duidelijk een aantal belangrijke elementen: - de totale commerciële capaciteit is, sinds de introductie van het flow based marktkoppelingsmechanisme, voor de invoerrichting (geaggregeerd over beide grenzen; voorlaatste kolom) afgenomen ten opzichte van 2014 met ongeveer 70 MW tot gemiddeld 3.492 MW. - de totale commerciële uitvoercapaciteit is daarentegen sterk gestegen in 2015, naar 3.213 MW ten opzichte van 2.697 MW het jaar voordien; - de commerciële invoercapaciteit vanuit Frankrijk (eerste kolom) bereikte in 2014 de laagste waarde in de beschouwde periode (i.e. vanaf 2007). Sinds 2012 is de invoercapaciteit op de zuidgrens met niet minder dan 20% gedaald. In de eerste vijf maanden van 2015 lag de invoercapaciteit vanuit het zuiden rond de 2.300
Niet-vertrouwelijk
103/171
MW. De uitvoercapaciteit naar Frankrijk lag globaal gezien iets hoger dan in het jaar 2014, met als uitzondering de sterke daling in april 2015. Toen bedroeg de uitvoercapaciteit naar Frankijk slechts 1.057 MW, de laagste waarde in ongeveer vier jaar; - op de noordgrens zijn de fluctuaties van de commerciële capaciteit opvallend minder groot dan op de zuidgrens. Voor het jaar 2014 deed zich voor het eerst een significante afwijking voor tussen de invoer- en de uitvoercapaciteit van en naar Nederland, als gevolg van de daling van de gemiddelde jaarlijkse commerciële invoercapaciteit
vanuit
het
noorden.
De
commerciële
invoer-
en
uitvoercapaciteiten op de noordgrens liepen vanaf 2015 weer min of meer gelijk; - gemiddeld gezien is, over de volledige bestudeerde periode, de commerciële invoercapaciteit (3.908 MW) anderhalf maal groter dan de uitvoercapaciteit (2.674 MW). Dit verschil concentreert zich op de zuidgrens; op de noordgrens is het verschil tussen in- en uitvoercapaciteit, zoals reeds gezegd, miniem. Figuur 65 geeft de evolutie weer van de maandelijkse gemiddelde commerciële interconnectiecapaciteit die aan de markt gegeven wordt voor de periode van 1 januari 2007 tot en met 20 mei 2015. Uit deze figuur blijkt dat de capaciteit van Frankrijk naar België (blauwe lijn) een sterk seizoensgebonden karakter heeft van 2007 tot het derde trimester van 2011: in de zomer is er minder capaciteit beschikbaar dan in de winter. Opmerkelijk is echter de afname van capaciteit van Frankrijk naar België op het einde van 2012 tot het vierde trimester van 2014. Enerzijds wordt de seizoenschommeling die de voorgaande jaren werd vastgesteld, de laatste twee jaren niet langer zo duidelijk meer waargenomen en anderzijds was de regelzone van Elia structureel afhankelijk van de invoer omwille van de onbeschikbaarheid van verschillende kerncentrales gedurende bijna twee jaar. In de omgekeerde richting fluctueert de capaciteit in 2013 en 2014 tussen 1.091 MW (augustus 2014) en 1.861 MW (maart 2013). Er is geen duidelijke op- of neerwaartse trend, de gemiddelde maandelijkse beschikbare capaciteiten schommelen rond 1.400 MW. De commerciële invoercapaciteit met Nederland bereikt maximum 1.470 MW in februari 2013. De gemiddelden in 2013 lagen 100 MW tot 200 MW lager. Voor uitvoercapaciteit geldt dit ook, met uitzondering van de periode tussen februari 2014 en augustus 2014, toen de uitvoercapaciteit gemiddeld ongeveer 200 MW hoger lag dan de invoercapaciteit. Tussen augustus en oktober 2014 valt de daling van de beschikbare commerciële invoercapaciteit vanuit zowel Nederland als Frankrijk op. Deze daling is zeer tijdelijk aangezien de capaciteiten zich vanaf november weer op de gemiddelde niveaus van de voorgaande maanden bevinden.
Niet-vertrouwelijk
104/171
2015 begint met, op alle richtingen, relatief normale capaciteiten (in vergelijking met de voorgaande jaren). In april en mei nemen de commerciële interconnectiecapaciteiten echter voor 3 van de 4 richtingen (de uitzondering is uitvoer van elektriciteit naar Frankrijk) sterk af. 2.060
2.000
1.583
MW
1.470 1.000
976
1.057
703
0
-1.024 -1.002
-1.000
-1.470 -1.897
-2.000
-2.400 -3.000
-3.530 -4.000
FR=>BE
BE=>FR
NL=>BE
BE=>NL
Figuur 65: Maandelijks gemiddelde van de totale commerciële interconnectiecapaciteit beschikbaar op de grenzen van België met Nederland en Frankrijk (in MW). Bronnen: CREG en Elia
V.3
Veiling van langetermijncapaciteit De marktspelers kunnen op voorhand interconnectiecapaciteit kopen via expliciete
veilingen. Er worden twee producten aangeboden: jaarcapaciteit en maandcapaciteit. Indien een marktspeler bijvoorbeeld voor een interconnectie en in een welbepaalde richting 10 MW jaarcapaciteit koopt voor jaar J, via de jaarveiling tijdens jaar J-1, dan geeft dit hem (de capaciteitshouder) het recht om 10 MW of minder te nomineren voor alle uren van jaar J. Deze nominatie gebeurt telkens op de dag die voorafgaat aan de dag D (D-1). Indien de capaciteitshouder de capaciteit niet of slechts gedeeltelijk nomineert, dan wordt het resterende deel van deze capaciteit gebruikt voor de marktkoppeling van de Belpex DAM met de beurzen
Niet-vertrouwelijk
105/171
in Frankrijk en Nederland.74 De capaciteitshouder ontvangt dan het eventuele positieve prijsverschil tussen de twee aanliggende beurzen (zie ook infra). De marktspelers die op voorhand interconnectiecapaciteit kopen, geven met de prijs die ze betalen aan welke inschatting ze maken van het prijsverschil (en de volatiliteit ervan) tussen de twee betrokken beurzen. Deze ex-ante prijsinschatting kan vervolgens vergeleken worden met het uiteindelijke prijsverschil dat ex-post wordt vastgesteld.
V.3.1
Veiling van jaarcapaciteit Tabel 23 geeft voor de periode 2007-2014 die overeenstemt met de uitoefenjaren van
de verworven capaciteitsrechten: - de jaarlijkse capaciteit die werd geveild (“cap” – in MW); - de prijs betaald door de marktspelers ("prijs” – in €/MWh); - de totale opbrengst van de veilingen (“M€” – in miljoen euro), verdeeld onder de betrokken netbeheerders. Tabel 23 toont de groeiende volatiliteit van de gemiddelde prijs van de interconnectiecapaciteiten voor zowel de invoer als de uitvoer met Frankrijk en Nederland. De prijzen voor invoercapaciteit op jaarbasis bereiken de hoogste waarden in de beschouwde periode, zowel vanuit Nederland (5,44 €/MWh) als vanuit Frankrijk (2,86 €/MWh). Voor de uitvoerrichting zijn de prijzen daarentegen véél lager dan tijdens de afgelopen jaren: 1,25 €/MWh naar Nederland en 0,39 €/MWh vanuit Frankrijk De resultaten van de veilingen van de jaarcapaciteit (“cap”) blijven voor Nederland en Frankrijk in beide richtingen stabiel in 2015. Wanneer enkel naar de veilingen op de grens met Frankrijk wordt gekeken, valt op dat de tijdelijke stijging van de gemiddelde eenheidsprijs in de uitvoerrichting, die in 2014 werd waargenomen, in 2015 opnieuw werd ongedaan gemaakt. Het resultaat van de uitzonderlijk sterke stijging van de prijzen voor jaarlijkse invoercapaciteit is dat de totale opbrengsten uit de veilingen van interconnectiecapaciteit, over beide grenzen en in beide richtingen, stijgt tot een recordhoogte van €65,1 miljoen.
74
Het principe in het kader waarvan niet-gebruikte capaciteit wordt overgedragen naar de dagmarkt heet het Use-It-Or-Sell-It-principe (UIOSI).
Niet-vertrouwelijk
106/171
CAP (MW) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1.299 1.300 1.300 1.297 1.449 1.447 1.449 1.450 1.450
FR => BE Gemiddelde prijs (€/MWh) 2,06 0,90 0,88 0,16 0,06 0,10 1,07 1,21 2,86
M€ 23,4 10,3 10,0 1,8 0,8 1,3 13,6 15,4 36,3
CAP (MW) 400 400 400 400 400 400 400 400 399
BE => FR Gemiddelde prijs (€/MWh) 0,25 0,56 0,81 3,46 0,69 0,52 0,72 1,16 0,39
M€ 0,9 2,0 2,8 12,1 2,4 1,8 2,5 4,1 1,4
CAP (MW) 467 468 468 467 467 467 468 468 467
NL => BE Gemiddelde prijs (€/MWh) 0,11 1,57 3,07 2,02 1,10 0,85 1,95 1,24 5,44
CAP (MW)
M€ 0,5 6,5 12,6 8,2 4,5 3,5 8,0 5,1 22,3
467 468 468 467 465 466 471 468 468
BE => NL Totaal Gemiddelde prijs M€ M€ (€/MWh) 3,45 14,1 38,9 2,04 8,4 27,1 1,34 5,5 30,9 0,80 3,3 25,5 0,59 2,4 10,1 2,20 9,0 15,6 3,04 12,6 36,7 4,41 18,1 42,6 1,25 5,1 65,1
Jaarlijkse capaciteit die werd geveild (“cap” in MW), de betaalde eenheidsprijs (€/MWh) en de opbrengsten uit de veilingen (miljoen euro)75 Bronnen: CREG, Elia Tabel 23:
V.3.2
Veiling van maandcapaciteit De volgende legende geldt voor de vier figuren met veilingresultaten in dit deel: - “capVol” (grijze of oranje staven76): de interconnectiecapaciteit die geveild is tijdens de maandveiling, aangeduid op de linkeras in MW; - “capPrice” (blauwe lijn): de prijs die betaald werd voor de geveilde interconnectiecapaciteit, aangeduid op de rechteras in €/MWh; - “pX-pY” (groene lijn): het prijsverschil tussen de twee DAM-beurzen van de bestudeerde
landen
X
en
Y,
dat
relevant
is
voor
de
betreffende
interconnectierichting, aangeduid op de rechteras in €/MWh; - “HHI” (zwarte stippellijn): de Herfindahl-Hirschman Index van de volumes aangekocht per marktspeler is een concentratie-index voor de markt van maandcapaciteit. Hij wordt vermeld op de rechteras en is gedeeld door 1000. De HHI varieert van 0 tot 10.000. Hoe hoger de index, hoe groter de concentratie van de spelers. Een lage HHI kan gezien worden als een situatie waarin een groot aantal spelers de marktprijs bepalen, terwijl een hoge HHI bereikt wordt als er slechts één of twee spelers actief zijn op de markt;
75
Voor de grens BE-NL gebeurden twee veilingen op verschillende momenten van het jaar en de prijs in de tabel stemt overeen met de gemiddelde gewogen prijs van deze 2 veilingen. 76 De kleur evolueert van grijs naar oranje om de periode aan te duiden tijdens dewelke de kerncentrales van Doel 3, Doel 4 en Tihange 2 niet beschikbaar waren. De oranje kleur varieert in functie van de duur van de stillegging van de centrales: de donkerste tint oranje duidt aan dat slechts 20% tot 40% van de nucleaire capaciteit beschikbaar is, een iets lichtere tint oranje staat voor 40% tot 60% en de lichtste tint oranje staat voor 60% tot 80% nucleaire beschikbaarheid. Tijdens de grijze maanden was telkens minstens 80% van de nucleaire capaciteit beschikbaar.
Niet-vertrouwelijk
107/171
- de schalen van de linker- en de rechterassen zijn verschillend, de linkeras wordt uitgedrukt in MW en de rechteras hetzij in €/MWh voor de prijzen (capPrice of pXpY), hetzij in 1/1000 voor de HHI.
a)
Franse grens – invoer (FR=>BE) Figuur 66 geeft de resultaten van de maandveilingen van interconnectiecapaciteit in
de richting van Frankrijk naar België. Wat als eerste opvalt, is de zeer lage prijs ("capPrice”) die sinds 2009 en tot augustus 2012 wordt betaald voor de maandcapaciteit. Vanaf september 2012 is, als gevolg van de prijsverschillen tussen België en Frankrijk, de prijs voor de capaciteit sterk beginnen fluctueren. Het verschil tussen de Belgische prijs en de Franse prijs (groene lijn, “pBE-pFR”) is sinds augustus 2012 tot december 2014, behalve in december 2013, steeds positief en varieert tussen 0,1 €/MWh en 18,8 €/MWh. Sinds de tweede helft van 2012 tot en met het eind 2015 kwamen de prijzen van de capaciteit sterk overeen met de prijsverschillen op beide markten. In 2015 zien we dat, in de maanden mei en september, zeer hoge prijzen voor maandelijkse invoercapaciteit moeten worden betaald (respectievelijk 16,5 en 14,5 €/MWh). Globaal gezien valt op dat in 2015 de gemiddelde maandelijkse prijzen hoger liggen dan de voorgaande jaren. Vanaf oktober 2012 (2,3 €/MWh) stijgt het verschil tussen de prijzen van de Belgische en de Franse beurs aanzienlijk om in mei 2013 kort een piek voor de bestudeerde periode te bereiken (18,8 €/MWh). Vanaf oktober 2013 is de prijs opnieuw gedaald tot een niveau dat bijna gelijk is, of zelfs lager is, dan die van de Franse beurs. De periode van het jaar (winter – zomer) in combinatie met de stillegging van de twee kerncentrales en het onderhoud van verschillende andere centrales liggen onder meer aan de basis van deze brutale schommelingen. Voor het jaar 2014 valt opnieuw een piek in het prijsverschil op in augustus (14,6 €/MWh), vermoedelijk als gevolg van de ongeplande onbeschikbaarheid van een grote kernreactor, bovenop de twee reeds buiten werking gestelde kerncentrales. Dit wordt in september en oktober gevolgd door een stijging in de prijs voor maandelijkse invoercapaciteit (11,2 €/MWh). De grootste prijsverschillen tussen beide landen in 2015 worden waargenomen in mei (11,2 €/MWh) en september (15,1 €/MWh). De marktprijzen voor de maandelijkse capaciteit werden in 2015 vastgelegd door een wisselend aantal spelers, tussen de 2 (mei en augustus) en 11 (november). De maanden april – mei en augustus – september worden dan ook gekenmerkt door de hoogste HHIs: 5.860 in mei en 6.610 in augustus. Deze vaststelling komt overeen met de vaststelling van de hoge prijzen voor capaciteit in de voorgaande paragraaf.
Niet-vertrouwelijk
108/171
800
40
MW
€/MWh HHDI/10
FR => BE
700
35 613
600
30
567
500
25
400
20
16,91 16,46 14,5
300
15
11,76 11,12 200
10
100
5
0
0
capVol
pBE-pFR
capPrice
HHI/1000
Figuur 66: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van Frankrijk naar België tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG en Elia
b)
Franse grens – uitvoer (BE=>FR) Figuur 67 geeft de resultaten van de veilingen van interconnectiecapaciteit in de
richting van België naar Frankrijk. De te betalen prijs voor de maandcapaciteit voor de bestudeerde periode is steeds onder 1 €/MWh gebleven, met uitzondering van de maanden januari en februari 2014 en de periode tussen september 2009 en april 2010. De hoge prijs voor maandcapaciteit voor deze periode is (deels) te verklaren door het productietekort in Frankrijk eind 2009. Behalve voor deze zestien maanden lijkt de markt het prijsverschil tussen België en Frankrijk relatief goed te hebben kunnen voorspellen. Deze waarneming moet echter sterk worden gematigd, enerzijds voor de maand februari 2012 en anderzijds voor de periode van oktober 2012 tot juni 2013. In februari 2012 was het gemiddelde prijsverschil tussen de twee landen 17,4 €/MWh hoger in Frankrijk, een stijging die te wijten is aan de koudegolf, terwijl de prijs voor de maandcapaciteit voor februari 2012 slechts 0,15 €/MWh bedroeg. Deze prijs werd echter door een relatief groot aantal marktspelers bepaald, met een HHI van net onder 2.000 aangezien acht van de twaalf bieders voor deze capaciteit er hadden verworven.
Niet-vertrouwelijk
109/171
Voor de periode van oktober 2012 tot juni 2013 heeft het gemiddelde prijsverschil zich omgekeerd aangezien de prijzen in België hoger waren, van 1,1 tot 18,8 €/MWh, terwijl de prijs van de maandcapaciteit voor dezelfde periode varieerde tussen 0,09 en 0,55 €/MWh. Deze prijzen werden vastgelegd door de markt, met een HHI tussen 1.500 en 3.100; tussen zes en negen capaciteitsbieders hebben capaciteit verworven. Het is nuttig eraan te herinneren dat deze periode werd beïnvloed door een grote onzekerheid betreffende de heropstarting van de twee kerncentrales van Doel 3 en Tihange 2. Tijdens het laatste semester van 2013, na de heropstarting van de kerncentrales, bleek de markt opnieuw relatief goed het prijsverschil tussen België en Frankrijk te kunnen voorspellen. In 2015 verwierven tussen de 2 en 12 spelers maandcapaciteit voor uitvoer naar Frankrijk. Dit leidt tot relatief lage waarden voor de HHI, gemiddeld rond 2.000 met als uitzondering 5.200 in november 2015, toen slechts 5 MW geveild werd aan 0,2 €/MWh. Niet toevallig is dit ook de maand waar slechts 2 spelers maandcapaciteit aankochten. Dit had evenwel geen sterk effect op de prijzen voor maandcapaciteit aangezien het slechts één maand betrof. De maanden vóór en na november 2015 werden gekenmerkt door normale activiteit op de markt voor maandelijkse interconnectiecapaciteit. In januari 2015 werd maar liefst 799 MW aan uitvoercapaciteit geveild onder 9 marktspelers, tegen een prijs van 0,03 €/MWh. Dit is het hoogste volume aan verhandelde capaciteit in de beschouwde periode. 800
40 MW
799
BE => FR
€/MWh HHDI/10
700
35
600
30
500
25
23,6
400
20 17,4
17,03 300
15
200
10
100
5
0
0
capVol
capPrice
pFR-pBE
HHI/1000
Figuur 67: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van België naar Frankrijk tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
110/171
c)
Nederlandse grens – invoer (NL=>BE) Figuur 68 geeft de resultaten van de veilingen van de interconnectiecapaciteit in de
richting van Nederland naar België. Zowel het prijsverschil tussen de beurzen (groene lijn) als de prijs voor de maandcapaciteit (blauwe lijn) maken belangrijke schommelingen mee tussen 2007 en 2015. Vooral in 2014 en 2015 nam de volatiliteit van de prijs van maandcapaciteit sterk toe in vergelijking met de voorgaande jaren. Sinds augustus 2014 namen de prijsverschillen tussen beide beurzen toe, met verschillende opeenvolgende stijgingen en dalingen maand na maand, tot 14,0 €/MWh in oktober 2015, de hoogste waarde sinds november 2007. De meest extreme pieken van het gemiddelde prijsverschil tussen de Nederlandse en de Belgische beurzen worden voor de bestudeerde periode in november 2007 (+16,4 €/MWh) en juni 2013 (-15,5 €/MWh) waargenomen. Sinds april 2011 heeft de markt (groene lijn) bijna systematisch (behalve in februari 2012 en februari/maart 2013) minder betaald, en zelfs veel minder dan de prijzen voor de capaciteit (capPrice). In de periode februari – april en augustus – oktober 2015 werden voor het eerst sinds lang weer verschillende opeenvolgende maanden waargenomen waarbij de markt meer betaalt dan de prijzen voor capaciteit. Ten opzichte van het tweede semester van 2012 (tussen drie en acht bieders) is het aantal spelers op de markt wat betreft de prijzen aanzienlijk gestegen in 2013. Voor dit laatste jaar werden de prijzen door vier tot elf bieders vastgelegd, naargelang de maanden van het jaar (HHI tussen 1.200 en 3.800). In een periode waarin er veel onzekerheid is over de heropstarting van de twee kerncentrales van Doel 3 en Tihange 2 zijn de verhandelde capaciteiten gemiddeld gestegen vergeleken met het jaar 2012, in een context waarin de tarieven op de Belgische beurs stabiel zijn. De Nederlandse beurs heeft echter een stijging van de prijzen meegemaakt vanaf het einde van het eerste semester van 2013. De concentratie-index HHI stijgt gedurende de laatste maanden van 2014 sterk. Het aantal spelers die maandcapaciteit verworven schommelde tussen 4 en 11. In januari en april 2015 vallen de sterke uitschieters in de concentratie-index op (respectievelijk 8.480 en 8.600). Tijdens deze twee maanden konden telkens slechts 4 marktspelers capaciteit verwerven aan relatief hoge prijzen (respectievelijk 5,1 €/MWh en 5,3 €/MWh). Later op het jaar, en vooral in september (11,2 €/MWh) en november (10,4 €/MWh) stegen de prijzen voor maandcapaciteit echter nog meer. Dit is op het eerste zicht niet het gevolg van een laag aantal kopers, maar eerder te wijten aan de hogere prijsverschillen tussen de beide beurzen.
Niet-vertrouwelijk
111/171
400 MW
€/MWh HHDI/1000 349
NL => BE
350
300
13,98
20
15
250 10,16 10
200 7,7 150
100
5
3,9 1,87
50
0
0
capVol
capPrice
pBE-pNL
HHI/1000
Figuur 68: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van Nederland naar België tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG en Elia
d)
Nederlandse grens - uitvoer (BE=>NL) Figuur 69 geeft de resultaten van de veilingen van de interconnectiecapaciteit in de
richting van België naar Nederland. In tegenstelling tot de periode vanaf 2011 tot 2013 stijgt de prijs voor de capaciteit niet meer in de zomermaanden van 2014 en 2015. Na de uitzonderlijk hoge prijsverschillen (15,5 €/MWh) en prijzen voor capaciteit (13,5 €/MWh) is er voor beiden een daling merkbaar in 2014. Vanaf de tweede helft van 2014 wordt het prijsverschil zelfs negatief door de hogere prijzen op de Belgische markt. Als gevolg daalt de prijs voor maandcapaciteit naar minder dan 0,1 €/MWh eind 2014. Deze lage prijzen blijven zich manifesteren in 2015: enkel in de zomermaanden (juni tot en met augustus) wordt meer dan 1 €/MWh betaald voor maandelijkse uitvoercapaciteit. Net als in 2012 werden de prijzen in 2013 gevormd door een relatief groot aantal bieders (tussen twee en twaalf), behalve in juni 2013, toen de HHI 7.197 bedroeg. Tijdens die maand, die tevens de maand is tijdens dewelke de twee kerncentrales werden heropgestart, werden slechts twee biedingen gerealiseerd, waarvan één overeenkwam met 96,05% van de capaciteit. In juni 2013 werd tevens het grootste marktprijsverschil (pNL – pBE) van de hele
Niet-vertrouwelijk
112/171
bestudeerde periode vastgesteld. Net als de vorige jaren was er geen evenwicht tussen de marktprijzen en die van de capaciteitveilingen. Dit toont aan dat de werkelijke prijzen in mindere mate konden worden voorspeld. De prijzen op de maandveilingen worden ook in 2015 gevormd door relatief veel spelers: tussen de 5 en 12. Hierdoor blijft de HHI relatief laag, vooral in vergelijking met de hoge piek van juni 2013. De hoogste waarde voor de HHI in 2015 kan worden waargenomen in oktober (2.750). Voor de overige maanden schommelt deze tussen 1.000 en 2.500, waarbij we spreken van een matig geconcentreerde markt. 400
20 MW
€/MWh HHDI/10
BE => NL
350 15,5 300
15 13,53
250
200
10
150
100
5
50
0
0
capVol
capPrice
pNL-pBE
HHI/1000
Figuur 69: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van België naar Nederland tussen 2007 en 2015 Bronnen: CREG en Elia
V.4
Gebruik van de interconnectiecapaciteit
V.4.1
Fysisch gebruik Figuur 70 toont de evolutie van de netto gemiddelde maandelijkse fysische stroom77
op de Franse interconnectie voor de periode 2007-2014, evenals de maximale stroom voor de
77
Bruto-uitvoer (+) – Bruto-invoer (-)
Niet-vertrouwelijk
113/171
uitvoer en de invoer (respectievelijk de paarse stippellijn, de rode lijn en de blauwe lijn). Figuur 71 geeft dezelfde informatie, maar dan voor de interconnectie met Nederland (respectievelijk de bruine stippellijn, de rode lijn en de oranje lijn). De uitvoer is bij conventie positief en de invoer negatief. Uit Figuur 70 (Franse grens) blijkt dat de maandelijkse fysische invoerstroom (blauwe lijn) tussen -656 en -3.793 MWh/h ligt. Dit laatste cijfer komt overeen met de maximale invoerstromen via de Belgisch-Franse interconnectie die België heeft gekend voor de bestudeerde periode. Sinds 2013 zijn bovendien, voor elke maand van het jaar, de gemiddelde fysische invoerstromen hoger (in absolute waarde) dan -2.000 MWh/h, met als –nipte – uitzondering februari 2015, toen “slechts” gemiddeld 1.910 MWh/h werd ingevoerd. De rode lijn (uitvoer van België naar Frankrijk) schommelt tussen 3.030 MWh/h en -454 MWh/h. In 2014 was er een periode van twee maanden (augustus – september) waarin voor geen enkel kwartier fysisch werd uitgevoerd: de maximale flux in de richting België-Frankrijk was negatief. Dit gegeven herhaalde zich in 2015 in de maanden mei en juni. De gemiddelde fysische stromen waren de afgelopen drie jaar overwegend negatief, met kleine uitzonderingen in de wintermaanden. 4.000
MWh/h
3.500 2.963
3.030
3.000 2.500
2.199
2.397
2.000 1.325
1.500
1.202
1.000 623 500 0 -500
-124
-263
-454
-656
-1.000 -1.500 -2.000
-2.154 -2.065
-2.005
-2.500
-2.294 -2.947
-3.000 -3.500
-1.910
-2.030
-3.461
-3.597
-3.793
-3.643
-4.000
Gemiddelde van de fysische stroom tussen BE et FR
Maximale fysische stroom BE => FR
Maximale fysische stroom FR => BE
Figuur 70: Netto fysische stromen op de grens België-Frankrijk (in MWh/h) Bronnen: CREG en Elia
Uit Figuur 71 (Nederlandse grens) blijkt dat de netto maandelijkse fysische invoerstroom (oranje lijn) tussen -242 (juli 2001) en -4.005 MWh/h (oktober 2015) ligt. Dit laatste cijfer stemt overeen met de maximale stromen in invoerrichting die België heeft gekend voor de bestudeerde periode. De gemiddelde invoerstroom vanuit Nederland bedroeg -3.146 MWh/h
Niet-vertrouwelijk
114/171
in 2015. In de beschouwde periode lag het jaargemiddelde nooit hoger (in absolute waarde). In de omgekeerde richting (rode lijn) doet zich vanaf de tweede helft van 2014 een sterke terugval van de uitvoerstromen naar Nederland voor. Deze maximale uitvoerstromen herstelden zich wel enigszins vanaf het tweede kwartaal van 2015, al gaat het vermoedelijk om maandelijkse uitschieters. Het netto-resultaat van beide curves zorgt immers de gemiddelde maandelijkse elektrische stromen in 2015 uitsluitend van Nederland naar België gingen. Tussen 2007 en 2013 exporteerde België nog voornamelijk in de zomermaanden en importeerde het in de wintermaanden. 4.500
4.000
MWh/h
3.500 3.000
2.825
2.500
2.146 2.235
2.000 1.500
1.662 1.074
1.000
438
500 0
-474
-500 -826
-1.500
-1.693
-2.000
-2.072
-2.289
-1.578 -2.205
-3.000 -3.500
526
-242
-1.000
-2.500
1.898
1.447
-2.470
-3.050 -3.477
-3.312
-4.000
-3.489 -4.005
-4.500
Gemiddelde van de fysische stroom tussen BE et NL
Maximale fysische stroom BE => NL
Maximale fysische stroom NL => BE
Figuur 71: Netto fysische stromen op de grens België-Nederland (in MWh/h) Bronnen: CREG en Elia
Figuur 72 geeft de maximale en gemiddelde netto fysische uitvoer- en invoerstromen per maand voor de Elia-regelzone. Hieruit blijkt dat de Elia-regelzone in de loop van 2014 en 2015 gemiddeld elke maand stroom invoerde. In juni 2015 werd een recordhoeveelheid elektriciteit ingevoerd: 4.562 MWh/h. In 2015 was de maximale uitvoer voor 8 van de 12 maanden negatief. Tijdens de maanden waarin netto uitvoer van elektriciteit werd genoteerd, kwamen deze stromen echter nooit boven 322 MWh/h. België is in 2014 en 2015 dus, nog meer dan in voorgaande jaren, structureel afhankelijk van invoer uit de buurlanden geworden.
Niet-vertrouwelijk
115/171
5.000
MWh/h
4.500 4.000 3.500 3.000 2.534
2.500 2.000
1.969
1.729
2.117
1.397
1.500 1.000 500
322
149
133
0 -500 -1.000
-1.371
-1.372
-1.500
-1.755
-2.000 -2.500
-1.314 -1.696
-2.483
-3.000
-3.127
-3.500
-3.777
-4.000
-4.028
-4.500
-4.034 -4.562
-5.000
Gemiddelde van uitvoer (+) / invoer (-)
Maximale uitvoer Exportations
Maximale invoer
Figuur 72: Netto fysische uitvoer- en invoerstromen voor België (in MWh/h) Bronnen: CREG en Elia
In Figuur 73 worden voor elk uur van 2015 de fysische stromen vanuit Frankrijk naar België en Nederland naar België weergegeven. De blauwe stippen tonen de uren tot en met 20 mei 2015 (i.e. waarbij de capaciteit via ATC werd berekend) en de gele stippen tonen de uren vanaf 21 mei 2015 (flow based berekening). (blauwe stippen). In 2015 waren er 379 uren waarin er, geaggregeerd over beide landsgrenzen, meer dan 3.500 MWh/h werd ingevoerd (zone rechtsboven de rode lijn). Tijdens 45 uren werd zelfs meer dan 4.000 MWh/h ingevoerd. In 2015 was België gedurende slechts 16 uren netto uitvoerder van elektriciteit. Het kwam bovendien geen enkele keer voor dat België naar beide buurlanden tegelijk uitvoerde. De verschillende ligging van de blauwe en gele punten geven aan dat de fysieke invoerstromen meer en meer naar de grenzen van de beschikbare interconnectiecapaciteit opschuiven. Waar vóór 2015 nog nooit een netto invoerpositie van meer dan 4.000 MWh/h bereikt werd, gebeurde dit in 2015 voor het eerst, gedurende 45 uren. Dit geeft aan dat de beschikbare interconnectiecapaciteit onder flow-based marktkoppeling efficiënter kan benut worden dan onder ATC marktkoppeling.
Niet-vertrouwelijk
116/171
-4.000
BE:NL
-4.000 MWh/h MWh/h -3.500 MWh/h
-3.000
-2.000
BE:FR
BE NETTO INVOERDER
-1.000 BE NETTO UITVOERDER
0
1.000
MWh/h
2.000 2.000
1.000
-1.000
0 ATC
-2.000
-3.000
-4.000
flow-based
Figuur 73: Fysische invoerstromen (MW) op de interconnectie met Frankrijk (verticale as) en met Nederland (horizontale as) in 2015 Bronnen: CREG en Elia
V.4.2
Commercieel gebruik (nominaties) De chronologische volgorde voor het gebruik van de interconnecties is de volgende78: - twee dagen voor de reële tijd (D-2) wordt de commerciële capaciteit door de netbeheerders berekend, de NTC 79 (‘Net Transfer Capacity’). Op dat moment moet dus reeds ex-ante een schatting zijn gemaakt van de te verwachten loop flows80; - één dag voor de reële tijd (D-1) wordt (een deel) van de door de marktspelers gebruikte commerciële maand- en jaarcapaciteit genomineerd om 8 uur. Hierdoor kan de resterende dagcapaciteit, de ATC (‘Available Transfer Capacity’) genaamd, worden berekend, die aan het marktkoppelingsmechanisme wordt gegeven voor de volgende dag;
Een gedetailleerde beschrijving is te vinden op de website van Elia, in de rubriek “Producten & Diensten>Cross border mechanismen>Transmissiecapaciteit op de grenzen>Berekeningsmethode". Onderaan deze pagina vindt u ook een link naar het document “Algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge” 79 NTC = TTC (Total Transfer Capacity) – TRM (Transmission Reliability Margin). 80 Verschil tussen de op de interconnecties gemeten fysische stromen en de stromen die worden verwacht op basis van het totale aantal nominaties voor deze interconnecties. 78
Niet-vertrouwelijk
117/171
- vanaf 12.3081 uur (D-1) kent de beurs de dagcapaciteiten 82 toe en bepaalt de prijzen; - de avond zelf (D-1), maar voor de reële tijd, wordt het saldo van de commerciële capaciteit ter beschikking gesteld van de intraday markt83 (ATC intraday 84); - de effectieve fysische stromen worden in reële tijd (R) gemeten. Het is enkel op dat moment dat de reële loop flows (ex-post) kunnen worden berekend. De
twee
volgende
figuren
illustreren
het
commerciële
gebruik
van
de
interconnectiecapaciteit op de grens tussen België en Frankrijk enerzijds en, anderzijds, tussen België en Nederland in beide richtingen. De legende bij de twee figuren is de volgende (per maand): - “nomD”: gemiddelde nominatie van de dagcapaciteit (op D-1); - “nomM”: gemiddelde nominatie van de maandcapaciteit (op D-1); - “nomY”: gemiddelde nominatie van de jaarcapaciteit (op D-1); - “nomID”: gemiddelde nominatie van intraday capaciteit (op D); - “Cap”: gemiddelde totale voorgestelde capaciteit (bepaald op D-1). Alle waarden zijn naar uurbasis genormaliseerd en zijn in MWh/h uitgedrukt. De uitvoer is bij conventie positief, de invoer negatief. Grens met Frankrijk Figuur 74 geeft het commerciële gebruik van de interconnectie met Frankrijk (“zuidgrens”) weer. In 2007-2008 werd de interconnectie van Frankrijk naar België (invoer, “FR=>BE”) intensief gebruikt, maar dat is vanaf eind 2008 tot begin 2012 niet meer het geval. Tussen de tweede jaarhelft van 2009 en mei 2010 wordt deze richting nog nauwelijks gebruikt ten voordele van de andere richting (uitvoer, “BE=>FR”). Vanaf 2012 tot 2014 zijn er, met uitzondering van
81
Het uur waarop de toewijzing gebeurde, over het algemeen tussen 12.30 en 13.00 uur maar dit kan later zijn in geval van operationele moeilijkheden. 82 Sinds 9 november 2010 werd de marktkoppeling uitgebreid tot Duitsland. Sinds deze datum wordt de clearing uitgevoerd om 12 u. in plaats van om 11u. Op 4 februari 2014 werd de regio Noordwest (NWE), die zich uitstrekt van Frankrijk tot Finland, gekoppeld op basis van een gemeenschappelijke berekening van de day-ahead elektriciteitsprijs. 83 Enkel in geval van expliciete toewijzing. 84 NTC – nettonominaties lange termijn = dagelijkse ATC; dagelijkse ATC – dagnominaties = intraday ATC.
Niet-vertrouwelijk
118/171
februari 2012 (de periode van de koudegolf in België en Frankrijk), zeer weinig commerciële nominaties van België naar Frankrijk, maar des te meer in de richting van Frankrijk naar België. Het overgrote deel van deze nominaties zijn day-ahead (lichtblauw), gevolgd door jaarnominaties (groen), maandnominaties (donkergroen) en intraday nominaties (paars). Vanaf april 2014 valt op dat, voor het eerst in de bestudeerde periode, de som van alle nominaties de ter beschikking gestelde capaciteit vrij goed volgt. Dit geeft aan dat er in de invoerrichting van Frankrijk naar België niet veel capaciteit meer op overschot is. Vanaf mei 2015 valt op dat, voor de invoer van elektriciteit vanuit Frankrijk, historisch hoge nominaties plaatsvinden. Dit is duidelijk waar te nemen voor de nominaties in day-ahead tijdens de zomermaanden, waar gemiddeld bijna 2.000 MW genomineerd wordt. Naar het einde van het jaar toe nemen deze nominaties dan weer af, qua volume. De gemiddelde beschikbare capaciteit op de zuidgrens in de richting van Frankrijk (uitvoer) is over het algemeen veel kleiner in vergelijking met de beschikbare capaciteit in de richting van België (invoer). Sinds april 2014 is het verschil tussen beiden kleiner geworden, al is dit enkel het gevolg van de sterke afname van de beschikbare capaciteit in de uitvoerrichting. In april 2014 bereikt deze capaciteit met -1.897 MW zelfs de laagste (absolute) waarde in de bestudeerde periode. Na de introductie van de flow-based marktkoppeling eind mei 2015, worden geen individuele capaciteiten per grens meer weergegeven. 2000 MWh/h
BE => FR
1000
0
-1000
-2000
-3000
FR => BE -4000
Gemiddelde van NomD BE=>FR
Gemiddelde van NomID BE=>FR
Gemiddelde van NomM BE=>FR
Gemiddelde van NomY BE=>FR
Gemiddelde van NomD FR=>BE
Gemiddelde van NomID FR=>BE
Gemiddelde van NomM FR=>BE
Gemiddelde van NomY FR=>BE
Gemiddelde van Cap BE=>FR
Gemiddelde van Cap FR=>BE
Figuur 74: Gebruik van interconnectiecapaciteit op de grens België-Frankrijk, in beide richtingen (in MWh/uur) Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
119/171
Tabel 24 geeft een overzicht van de evolutie van de gemiddelde jaarlijkse commerciële capaciteit en van de nominaties85 op de Franse grens. De gemiddelde invoercapaciteit bedroeg van 2007 tot 2011 meer dan het dubbele van de gemiddelde uitvoercapaciteit; sinds 2012 is deze verhouding gedaald tot 1,8. Er zijn gemiddeld veel meer invoer- dan uitvoernominaties. In 2007/2008 en 2012/2013 zijn er 6 tot 7 keer meer invoernominaties dan uitvoernominaties. In 2014 overtroffen de invoernominaties de uitvoernominaties zelfs met een factor 20, vooral door de sterke daling van de day-ahead- en intraday nominaties in de uitvoerrichting. Deze trend blijft bevestigd in 2015, ondanks de (lichte) stijging van de uitvoernominaties in day-ahead en intraday tijdens de eerste maanden van het jaar. (MW)
BE=>FR (uitvoer) Cap
NomD
FR =>BE (invoer)
NomID NomM
NomY
Cap
NomD
NomID NomM
NomY
2007
1.000
137
17
21
14
-2.576
-476
-14
-83
-774
2008
898
160
41
12
0
-2.532
-685
-25
-57
-470
2009
1.088
473
36
63
87
-2.501
-197
-38
-2
-101
2010
1.188
301
45
30
166
-2.700
-351
-54
-1
-34
2011
1.420
131
57
16
29
-2.880
-557
-102
-26
-212
2012
1.643
117
70
10
16
-2.905
-1.149
-106
-30
-293
2013
1.459
154
104
0
5
-2.589
-969
-129
-81
-560
2014
1.361
16
81
0
0
-2.321
-1.267
-108
-114
-497
2015
1.368
48
100
0
0
-2.121
-1.161
-133
-113
-597
1.269
171
61
17
35
-2.569
-757
-78
-56
-393
2007-2015 Tabel 24:
Beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit en nominaties op de grens België-Frankrijk tussen 2007 en 2014 Bronnen: CREG en Elia
Grens met Nederland Figuur 75 geeft het gebruik van de interconnectie met Nederland weer (“noordgrens”). Afhankelijk van de maanden van het jaar is het gebruik van deze interconnectie volatiel. Door de koudegolf in februari 2012 voerde België veel energie in vanuit Nederland, maar dat patroon veranderde volledig vanaf april met veel meer uitvoer van België naar Nederland tijdens de zomermaanden. In de bestudeerde periode waren er voornamelijk dagnominaties, in beide richtingen. Tussen september en december 2014 valt op dat voor het eerst sinds begin 2009 voor verschillende opeenvolgende maanden een aanzienlijke maandcapaciteit genomineerd wordt. Dit lijkt een logisch gevolg van de onbeschikbaarheid van de nucleaire reactor (Doel 4) sinds augustus, in combinatie met het feit dat de nominaties op de zuidgrens reeds
85
Het gemiddelde van de intraday nominaties voor 2007 werd vanaf juni berekend, het ogenblik waarop dit nieuwe product werd gecreëerd.
Niet-vertrouwelijk
120/171
verschillende maanden voordien tegen de grenzen van de beschikbare capaciteit aanleunden. In 2015 vallen de uitvoernominaties vanuit België naar Nederland bijna volledig weg. Enkel in de zomermaanden wordt nog in day-ahead genomineerd, zij het minder dan 500 MW, ver onder de gemiddelde waarden van de periode tussen 2010 en 2013. In combinatie met de grote
invoernominaties
(vooral
tijdens
de
wintermaanden),
levert
dit
een
netto
invoerderspositie voor België op. De beperkte uitvoercapaciteit veroorzaakt veel congestie tijdens de zomermaanden. De gemiddelde beschikbare capaciteit op de interconnectie met Nederland is weinig volatiel (zie supra), in vergelijking met de zuidgrens, behalve in 2013 en 2014. In september 2014 werd in beide richtingen (uitvoer én invoer) op de noordgrens de laagste beschikbare capaciteit gemeten in de beschouwde periode: 976 MW uitvoer en -1.002 MW invoer. In combinatie met relatief lage uitvoernominaties en gemiddelde invoernominaties, werd niet al te veel congestie waargenomen tijdens deze maand. Opnieuw worden enkel de commerciële capaciteiten tot de introductie van het flow-based marktkoppelingsmechanisme in onderstaande figuur opgenomen. 1500
MWh/h
BE => NL
1000
500
0
-500
-1000
NL => BE
-1500
Gemiddelde van NomD BE=>NL
Gemiddelde van NomID BE=>NL
Gemiddelde van NomM BE=>NL
Gemiddelde van NomY BE=>NL
Gemiddelde van NomD NL=>BE
Gemiddelde van NomID NL=>BE
Gemiddelde van NomM NL=>BE
Gemiddelde van NomY NL=>BE
Gemiddelde van Cap BE=>NL
Gemiddelde van Cap NL=>BE2
Figuur 75: Gebruik van interconnectiecapaciteit op de grens België-Nederland, in beide richtingen (in MWh/uur) Bronnen: CREG en Elia
Tabel 25 geeft een overzicht van de gemiddelde jaarlijkse commerciële capaciteit en van de nominaties86 op de Belgisch-Nederlandse grens. De gemiddelde invoercapaciteit is bijna gelijk aan de gemiddelde uitvoercapaciteit voor de periode 2007-2014. In 2014 valt op
86
Het gemiddelde van de intraday nominaties voor 2008 wordt berekend vanaf juli, aanmaakdatum van dit nieuwe product. Er was in 2008 geen activiteit op de intraday markt.
Niet-vertrouwelijk
121/171
dat voor het eerst beide capaciteiten wat van elkaar afwijken als gevolg van de daling van de gemiddelde invoercapaciteit met ongeveer 100 MW. Behalve tussen 2008 en 2010 zijn de uitvoernominaties ongeveer twee keer hoger dan de invoernominaties. Voor de onderzochte periode zijn de uitvoernominaties gemiddeld 1,4 keer hoger dan de invoernominaties. In 2014 wordt, mede door de onbeschikbaarheid van verschillende Belgische productie-eenheden, minder uitgevoerd en meer ingevoerd vanuit Nederland. Deze tendens wordt bevestigd in 2015. De uitvoernominaties liggen maar liefst 4,5 keer lager dan de invoernominaties. Dit is vooral het gevolg van de sterke toename van nominaties in day-ahead vanuit België naar Nederland en de afname van day-ahead uitvoernominaties. (MW) Cap
BE=>NL (uitvoer) NomD NomID NomM
NomY
Cap
NL=>BE (invoer) NomD NomID NomM
NomY
2007
1.316
337
0
181
199
-1.333
-221
0
-15
-31
2008
1.344
227
0
59
48
-1.350
-397
0
-71
-37
2009
1.373
357
10
30
71
-1.376
-280
-6
-74
-111
2010
1.371
376
11
6
34
-1.323
-403
-9
-23
-79
2011
1.370
533
25
23
90
-1.370
-220
-8
-19
-42
2012
1.328
514
25
5
62
-1.340
-271
-23
-3
-29
2013
1.362
572
35
20
84
-1.344
-314
-26
-8
-12
2014
1.336
379
42
2
29
-1.240
-286
-31
-53
-119
2015
1.177
120
37
0
1
-1.170
-607
-24
-26
-43
2007-2015
1.331
380
21
36
69
-1.316
-333
-14
-32
-56
Tabel 25:
Beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit en nominaties op de grens België-Nederland tussen 2007 en 2014 Bronnen: CREG en Elia
Nettonominaties per grens Tabel 26 geeft de nettonominaties per grens en per jaar. In 2015 werd netto 2.398 MW ingevoerd, waarvan 542 MW uit Nederland en 1.857 MW uit Frankrijk. Dit is een record in de beschouwde periode. De stijging van de invoernominaties ten opzichte van 2014 concentreert zich vooral op de Nederlandse grens, waar ongeveer 400 MW meer werd genomineerd. Enkel in 2009 en 2010 was België nog een netto-uitvoerder over beide landsgrenzen samen gezien.
Niet-vertrouwelijk
122/171
Frankrijk Nederland
(MW)
FR+NL
2007
-1.157
449
-708
2008
-1.024
-172
-1.196
2009
321
-2
319
2010
103
-85
17
2011
-663
381
-282
2012
-1.363
280
-1.084
2013
-1.476
351
-1.124
2014
-1.889
-38
-1.926
2015
-1.857
-542
-2.398
2007-2015
-1.001
69
-931
Tabel 26: Netto commerciële uitvoer (+) per grens tussen 2007 en 2015 (MW) Bronnen: CREG en Elia
Uit de gegevens van de twee voorgaande figuren blijkt dat de nominatie van de dagcapaciteit (NomD staven) voor de twee grenzen (Frankrijk en Nederland) het grootste deel van het totale commerciële gebruik van de interconnecties vormt. Deze nominatie gebeurt via het algoritme van de marktkoppeling met Frankrijk, Nederland en Duitsland door gelijktijdig de energie en de capaciteit toe te wijzen, zodat de beschikbare dagcapaciteit op een zo efficiënt87 mogelijke manier kan worden gebruikt. De nominatie van de maand- en vooral jaarcapaciteit (respectievelijk de groene en donkerblauwe staven) vertegenwoordigen een groot deel van de totale nominaties. De nominatie van intraday capaciteit (paarse staven) is qua volume erg beperkt, maar het belang ervan ligt bij de mogelijkheden die aan de marktspelers worden geboden om hun portfolio te kunnen aanpassen, om zodoende hun marktrisico te verlagen. Uitvoer - invoer Figuur 76 toont de gegevens betreffende de uitvoer en de invoer tussen België en de buurlanden, met uitzondering van Luxemburg. De gegevens worden bekomen door op uurbasis de netto uitvoernominatie te berekenen voor dag-, maand- en jaarcapaciteit, evenals de intraday. De uitvoernominatie kan zowel positief (uitvoer) als negatief (invoer) zijn. Vervolgens wordt het maandelijkse gemiddelde berekend. De legende bij de figuur is de volgende (per maand): - “nomD”: gemiddelde nominatie van dagcapaciteit (op D-1); - “nomM”: gemiddelde nominatie van maandcapaciteit (op D-1);
Twee andere mechanismen zijn daarbij ook belangrijk: “netting” van genomineerde jaar- en maandcapaciteit in de economisch “verkeerde” richting (namelijk van een hoge prijszone naar een lage prijszone) en “resale op dagbasis” (niet-genomineerde jaar- en maandcapaciteit die gebruikt wordt door de beurzen voor de marktkoppeling). 87
Niet-vertrouwelijk
123/171
- “nomY”: gemiddelde nominatie van jaarcapaciteit (op D-1); - “nomID”: gemiddelde nominatie van intraday capaciteit (op D); - “Cap”: gemiddelde totale voorgestelde capaciteit (bepaald op D-1). Alle waarden zijn naar uurbasis genormaliseerd in MWh/h. De uitvoer is bij conventie positief, de invoer negatief. Figuur 76 geeft een overzicht van de invoer en de uitvoer op maandbasis. De maand met de grootste gemiddelde uitvoer was augustus 2009 (1.534 MWh/h). De maand met de grootste gemiddelde invoer was dan weer augustus 2015 (3.306 MWh/h). Verder valt op dat 2015 het jaar was met het hoogste volume aan genomineerde invoerstromen in de beschouwde periode, ondanks de sterke dalingen van de beschikbare invoercapaciteit in 2014 en 2015. 4500 MWh/h
EXPORT
3500 2500 1500 500 -500 -1500 -2500 -3500 -4500
IMPORT -5500
Gemiddelde van NomD EX
Gemiddelde van NomID EX
Gemiddelde van NomM EX
Gemiddelde van NomY EX
Gemiddelde van NomD IN
Gemiddelde van NomID IN
Gemiddelde van NomM IN
Gemiddelde van NomY IN
Gemiddelde van ExportCapaciteit
Gemiddelde van ImportCapaciteit
Figuur 76: Gebruik van de interconnectiecapaciteit voor de invoer en de uitvoer (MWh/h) van 2007 tot 2014 Bronnen: CREG en Elia
Tabel 27 geeft per jaar een overzicht van de commerciële in- en uitvoer, evenals de netto-invoer (het totaal in TWh, evenals het gemiddelde in MWh/h). In 2015 heeft de Eliaregelzone 23,7 TWh ingevoerd, gemiddeld 2.705 MWh/h. Dit is een sterke stijging ten opzichte van de voorgaande jaren. In combinatie met een zeer laag volume uitvoernominaties (2,7 TWh of gemiddeld 306 MWh per uur) leidt dit tot een netto invoer van -21,0 TWh. Dit is een toename van de netto invoernominaties met 25% ten opzichte van het vorige recordjaar, 2014.
Niet-vertrouwelijk
124/171
Totale commerciële nominiaties (TWh)
Jaar
Invoer
Uitvoer
Gemiddelde commerciële nominaties (MWh/h)
Netto invoer
Invoer
Uitvoer
Netto invoer
2007
-14,1
7,9
-6,2
-1.609
899
-708
2008
-15,3
4,8
-10,5
-1.742
546
-1.196
2009
-7,1
9,9
2,8
-808
1.128
319
2010
-8,3
8,5
0,1
-953
970
17
2011
-10,4
7,9
-2,5
-1.185
903
-282
2012
-16,7
7,2
-9,5
-1.904
820
-1.084
2013
-18,4
8,5
-9,8
-2.099
975
-1.124
2014
-21,7
4,8
-16,9
-2.475
548
-1.926
2015
-23,7
2,7
-21,0
-2.705
306
-2.398
2007-2015
-135,7
62,2
-73,5
-1.720
788
-932
Tabel 27:
Totale (TWh) en gemiddelde (MWh/h) commerciële nominaties op de grenzen van de Elia-regelzone tussen 2007 en 2014 Bronnen: CREG en Elia
Doorvoer Figuur 77 toont de gegevens betreffende de doorvoer van elektriciteit. De doorvoer van Nederland naar Frankrijk wordt berekend door het minimum van de nominaties te nemen in de richting van NL=>BE en BE=>FR. De doorvoer van Frankrijk naar Nederland wordt op analoge wijze berekend. De legende bij de figuur is de volgende (per maand): - “nomD”: gemiddelde nominatie van dagcapaciteit (op D-1); - “nomM”: gemiddelde nominatie van maandcapaciteit (op D-1); - “nomY”: gemiddelde nominatie van jaarcapaciteit (op D-1); - ““nomID”: gemiddelde nominatie van intraday capaciteit (op D); - “Cap Transit FR=>NL”: gemiddelde voorgestelde capaciteit van België naar Nederland (op D-1); - “Cap Transit NL=>FR”: gemiddelde voorgestelde capaciteit van België naar Frankrijk (op D-1). Alle waarden zijn naar uurbasis genormaliseerd in MWh/h. De doorvoer door België van Nederland naar Frankrijk (noord=>zuid) enerzijds is bij conventie positief en anderzijds is de doorvoer van Frankrijk naar Nederland (zuid=>noord) negatief. Wanneer de doorvoer van Nederland naar Frankrijk wordt geanalyseerd, valt in Figuur 77 onmiddellijk de doorvoerpiek van februari 2012 op, die werd veroorzaakt door de koudegolf in Frankrijk. De rest van het jaar gaat de doorvoer in de omgekeerde richting, namelijk van Frankrijk naar Nederland, vooral vanaf de zomermaanden, meer bepaald van
Niet-vertrouwelijk
125/171
mei tot september, wanneer Frankrijk tot gemiddeld 1.000 MWh/h per maand (mei en juni) naar Nederland via België nomineert. Rond eind 2012 zijn de nominaties veel lager tot in mei 2013, met uitzondering van december 2012. In 2014 wordt weer relatief minder doorvoer waargenomen, omdat België zelf meer elektriciteit verbruikt dan het produceert. Ook in 2015 bleef de doorvoer van elektriciteit in beide richtingen uiterst beperkt. Enkel tijdens de zomermaanden werden nog (relatief lage) volumes van Frankrijk naar Nederland genomineerd, zij het nooit meer dan 500 MW.
1500
MWh/h
Transit NL => FR 1000
500
0
-500
-1000
Transit FR => NL
-1500
Gemiddelde van NomD Transit NL=>FR Gemiddelde van NomD Transit FR=>NL Gemiddelde van Cap Transit FR=>NL
Gemiddelde van NomID Transit NL=>FR Gemiddelde van NomID Transit FR=>NL Gemiddelde van Cap Transit NL=>FR
Gemiddelde van NomM Transit NL=>FR Gemiddelde van NomM Transit FR=>NL
Gemiddelde van NomY Transit NL=>FR Gemiddelde van NomY Transit FR=>NL
Figuur 77: Gebruik van interconnectiecapaciteit voor de doorvoer (in MWh/uur) Bronnen: CREG en Elia
Tabel 28 geeft de gemiddelde waarden van de commerciële doorvoer (nominatie) voor de voorbije acht jaar. De laatste kolom geeft het gemiddelde jaarlijkse prijsverschil tussen Frankrijk en Nederland weer. Dit verschil biedt de mogelijkheid om inzicht te krijgen in de richting van de commerciële stromen tussen de twee landen. Sinds 2009 blijven de commerciële stromen enkel toenemen in de richting van Frankrijk naar Nederland en dalen/stabiliseren ze zich in de andere richting. In 2014 en 2015 zien we dan weer een daling van de commerciële doorvoer, zowel van zuid naar noord als van noord naar zuid. Het netto effect van beide dalingen is een daling van de nettodoorvoer NL=>FR van -393 MWh/h in 2014 tot -89 MWh/h in 2015. Het prijsverschil tussen de twee landen is dan ook sterk afgenomen (in absolute waarde) in 2015 ten opzichte van 2014 naar 1,57 €/MWh.
Niet-vertrouwelijk
126/171
(MW)
Doorvoer NL=>FR
Doorvoer FR=>NL
Nettodoorvoer NL=>FR
pFR-pNL (€/MWh)
2015
137 144 327 307 109 120 140 25 56
-569 -281 -187 -239 -454 -538 -597 -418 -146
-432 -136 140 68 -345 -418 -457 -393 -89
-1,04 -0,90 3,85 2,12 -3,14 -1,07 -8,71 -6,55 -1,57
2007-2015
152
-381
-229
-1,89
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tabel 28:
Gemiddelde commerciële doorvoer tussen Frankrijk en Nederland, via België, tussen 2007 en 2014 (MW) en gemiddeld jaarlijks prijsverschil (€/MWh) Bronnen: CREG en Elia
Commercieel gebruik in de CWE-regio Op basis van gegevens van CASC88 kunnen de netto-nominaties tussen de vier landen van de CWE-regio berekend worden. Dit is de energie die via de day-ahead markt wordt uitgewisseld. Deze totale uitgewisselde energie tussen de vier landen bedraagt voor elk uur nul. Figuur 78 geeft de gemiddelde maandelijkse commerciële energie-uitwisseling (MWh/h) per land van 2011 tot 2015. De uitvoer is bij conventie positief en de invoer is negatief. Voor de bestudeerde periode (2011-2015) zijn België en vooral Nederland gemiddeld de invoerders, in tegenstelling tot de twee andere landen van de CWE-regio. In 2012 en 2013 domineren vooral de maandelijks gemiddelde uitwisselingen op dagbasis tussen Nederland en Duitsland, met uitzondering van enkele maanden. Tijdens de sluitingsperiode van de twee kerncentrales van september 2012 tot mei 2013 heeft België gemiddeld vooral ingevoerd, met een piek in oktober 2012 (1.958 MWh/h). Na de heropstart van deze centrales was België zelfs - in erg beperkte mate - uitvoerder, gemiddeld, in juli en december 2013. In februari 2012 voerde Frankrijk voornamelijk vanuit Duitsland in en in mindere mate vanuit Nederland. Op jaarbasis is Frankrijk, dat in 2011 en 2012 nog netto-uitvoerder was, in 2013 invoerder geworden. Sinds 2012 is Duitsland zonder enige twijfel het grootste uitvoerende land van de vier landen van de CWE-regio. In 2014 blijft dit het geval. Enkel Frankrijk is ook nettouitvoerder, tussen maart en augustus 2014. Nederland en België blijven doorheen 2014 elke maand netto-invoerder van elektriciteit. Dit blijft ook in 2015 het geval. In de onderstaande figuur is het jaar 2015 ingedeeld in een periode vóór en na de flow-based marktkoppeling.
88
Capacity Allocating Service Company, sinds 1 september 2015 JAO (Joint Allocation Office)
Niet-vertrouwelijk
127/171
Voor mei zijn er dus twee waarden: tot en met 20 mei en vanaf 21 mei. België en Nederland blijven, zoals gezegd, doorheen het jaar netto elektriciteit invoeren. Vanaf oktober is Duitsland de enige netto uitvoerder (op maandbasis) in de CWE zone, terwijl ook Frankrijk netto elektriciteit gaat invoeren. 5.000
FBMC
MWh/h 4.000
3.000
2.000
1.000
0
-1.000
-2.000
-3.000
-4.000
201101 201102 201103 201104 201105 201106 201107 201108 201109 201110 201111 201112 201201 201202 201203 201204 201205 201206 201207 201208 201209 201210 201211 201212 201301 201302 201303 201304 201305 201306 201307 201308 201309 201310 201311 201312 201401 201402 201403 201404 201405 201406 201407 201408 201409 201410 201411 201412 201501 201502 201503 201504 201505 201505 201506 201507 201508 201509 201510 201511 201512
-5.000
BE
FR
NL
DE
Figuur 78: Gemiddelde uitwisseling van energie via de day-ahead markt in de CWE-regio (MWh/h) Bronnen: CASC, CREG
Tabel 29 geeft een samenvatting van dezelfde gegevens als in Figuur 78, maar nu in TWh en per jaar. In totaal heeft Nederland – gemiddeld de grootste invoerder – via de dayahead markt ongeveer twee keer het door België uitgewisselde volume ingevoerd in de CWEregio in 2014. Duitsland, met 20 TWh, en Frankrijk, met 5 TWh, hebben dan weer gemiddeld uitgevoerd in de CWE-regio. Voor Frankrijk valt de sterke wijziging van netto-invoerder in 2013 naar netto-uitvoerder in 2014 op. In België neemt de nettopositie verder af, van netto minder dan 5 TWh invoer in 2013 naar 10 TWh invoer in 2014. Deze trend zet zich duidelijk verder in 2015. Toen werd, via de day-ahead markt, maar liefst 14,1 TWh ingevoerd.
Niet-vertrouwelijk
128/171
(TWh)
2011 2012 2013 2014 2015 2011-2015
BE -0,99 -6,93 -4,89 -10,10 -14,14 -37,05
FR 5,50 0,69 -2,08 5,11 0,24 9,45
NL -5,89 -16,97 -17,99 -15,16 -6,40 -62,42
DE 1,39 23,21 24,96 20,15 20,31 90,02
Tabel 29: Gemiddelde netto-uitwisseling van energie via de day-ahead markt in de CWE-regio (TWh) Bronnen: CASC en CREG
V.4.3
Fysisch versus commercieel gebruik Indien er tussen twee prijszones op de day-ahead markt van de vier gekoppelde
markten van de CWE-regio een prijsverschil89 ontstaat, dan impliceert dit dat de commerciële interconnectiecapaciteit tussen deze twee prijszones verzadigd is en dat er minstens een tweede interconnectie via het alternatieve pad verzadigd is. Commercieel gezien kan er dan geen extra energie naar de hoogste prijszone vloeien. Het kan echter zijn dat er fysisch wel nog energie naar deze prijszone kan stromen omdat de maximale fysische capaciteit nog niet bereikt is. Het zou zelfs kunnen dat de fysische stroom in de tegengestelde richting gaat van de commerciële verzadigde stroom. Merk op dat dit fenomeen per definitie niet kan waargenomen worden indien er geen prijsverschillen zijn. Het is belangrijk om te benadrukken dat de cijfers die hierna worden gebruikt, betrekking hebben op fysische stromen in reële tijd en op commerciële stromen op D-1. Figuur 79 geeft voor de periode 2007-2015 het aantal uren per maand weer waarvoor er een prijsverschil is tussen de prijszone van Elia en de aangrenzende prijszones, terwijl tijdens dezelfde uren de fysische stromen tegengesteld zijn aan de commercieel verzadigde stroom. Uit deze figuur blijkt dat dit fenomeen geen uitzondering is en dat dit de afgelopen twee jaren, en in het bijzonder voor de laatste maanden van 2013 en de eerste maanden van 2014, zelfs fors toenam op de interconnectie België-Nederland. Voor de bestudeerde periode wordt deze vaststelling vooral waargenomen op de noordgrens. In maart 2014 was er ook op de zuidgrens een groot aantal uren (32) met dit fenomeen. Vanaf april 2014 tot het einde van de beschouwde periode blijkt dit fenomeen grotendeels verdwenen. In onderstaande grafieken beperkt de beschouwde periode zich tot en met 20 mei 2015, omdat de analyse niet langer zinvol is onder een flow-based marktkoppelingsysteem (zie paragraaf 211 en volgende).
89
In deze analyse wordt gesproken van een prijsverschil indien de prijzen een verschil groter dan 0,015 €/MWh laten noteren, om afrondingsverschillen niet mee in beschouwing te nemen.
Niet-vertrouwelijk
129/171
220 210
uren
200 190 180 170 160
149
150 140
130 120 110 100 90 80 70 60 50
40 30 20 10 0
FR-BE
NL-BE
Figuur 79: Aantal uren per maand dat er een prijsverschil is tussen twee aanliggende prijszones en dat de fysische stroom in reële tijd in tegengesteld richting stroomt van de verzadigde commerciële day-ahead stroom tussen 2007 en 2015 Bron: CREG
V.4.4
Impact van de nucleaire capaciteit op de invoer en de STEG’s De CREG stelde in de studie 1167 (§ 260) over de koudegolf van februari 2012 een
negatief verband vast tussen enerzijds de genomineerde nucleaire capaciteit en, anderzijds, de uitvoer van energie (beiden in day-ahead). Figuur 80 herhaalt deze oefening voor de periode 2007-2015. De figuur is als volgt opgesteld: per dag wordt de gemiddelde uitvoer bepaald (door de marktpartijen en de beurs genomineerd in day-ahead) evenals de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit. Deze worden vervolgens met elkaar vergeleken. De rode punten beslaan de periode van januari 2007 tot en met december 2011. De groene punten geven de gegevens tussen januari 2012 en december 2013 weer, terwijl de blauwe punten de periode van januari 2014 tot en met december 2015 beslaan. De zwarte stippellijn geeft de gemiddelde invoer- en uitvoerwaarden per interval van 500 MW nucleaire capaciteit weer. Tevens worden de trendlijnen (volle gekleurde lijnen) gegeven voor de verschillende beschouwde periodes, alsook voor de volledige periode die dit rapport beslaat, van 1 januari 2007 tot en met 31 december 2015 (volle zwarte trendlijn)
Niet-vertrouwelijk
130/171
De Figuur 80 bevestigt het eerdere vastgestelde negatieve verband: indien er minder nucleaire capaciteit wordt genomineerd, dan wordt er meer ingevoerd. De zwarte stippellijn geeft aan dat er een afnemend negatief verband is in het interval 3.5006.000 MW genomineerde nucleaire capaciteit. Per schijf van 500 MW minder nucleaire capaciteit wordt er gemiddeld ongeveer 350 MW meer ingevoerd, wat overeenkomt met de trendlijn (rood) voor de periode januari 2007-december 2011, die aangeeft dat voor elke nucleaire MW minder er gemiddeld 0,7 MW meer wordt ingevoerd. De verklaringskracht van deze trendlijn is echter zeer klein (R²=17%) wat aangeeft dat er veel andere factoren zijn die de invoer bepalen. Tussen 2.500 en 3.500 MW stijgt de invoernominaties naar gemiddeld iets minder dan 2500 MW. Wanneer de genomineerde capaciteit daalt onder 2.000 MW, stijgt de invoer tot 3.000 MW. Het overgrote deel van de waarnemingen binnen deze grenzen werd genoteerd in de periode 2014 – 2015, bij een lage beschikbaarheid van het nucleaire productiepark. Indien er echter naar alle dagen van de periode januari 2012 tot december 201390 (groen) wordt gekeken, is de verklaringskracht van de trendlijn groter (R²=66%) en wordt een verlies van nucleaire capaciteit voor 80% gecompenseerd (de factor bedraagt 0,79). Dit is echter gebaseerd op een heel eenvoudig model met een beperkte dataset. Bijgevolg moeten definitieve conclusies worden vermeden, des te meer omdat de gegevens rond de lineaire regressielijnen erg verspreid zijn. Zo wordt deze periode bijvoorbeeld gedomineerd door de gelijktijdige stillegging van verschillende nucleaire centrales (13 maanden), waardoor er zo (misschien) meer wordt ingevoerd. In 2014 en 2015 neemt de sterkte van dit effect af: de daling in genomineerde nucleaire capaciteit wordt nog slechts voor 59% gecompenseerd met een quasi identieke R² als in 2012 - 2013. Dit verschil tussen beide periodes is naar alle waarschijnlijkheid het resultaat van meerdere factoren, waaronder de verhoogde elektriciteitsproductie van gascentrales in de laatste vier maanden van het jaar 2014 en doorheen 2015. Uit de onderstaande grafiek blijkt ook dat: - er geen uitvoer was op momenten waar de nucleaire productie lager dan 4.344 MWh/h bedroeg; - er geen uitvoer op dagbasis was tijdens de volledige stillegging van de twee kerncentrales (Doel 3 en Tihange 2);
90
Zie Figuur 4.
Niet-vertrouwelijk
131/171
- de maximale daginvoer 3.923 MWh (14/08/2015) bedraagt met een nucleaire productie van 1.427 MWh. Deze piek in de gemiddelde daginvoer is het gevolg van het stilleggen van de reactor Tihange 3 de dag voordien. De maximale uitvoer 1.978 MWh (22/08/2009) bedraagt met een nucleaire productie van 5.711 MWh. 2.000
MWh/h UITVOER
Day-ahead exportnominaties
1.000
0
y = 0,8078x - 4627,2 y = 0,7252x - 4107,5 y = 0,7938x - 4652,6 y = 0,597x - 4087,9 R² = 0,605 R² = 0,1677 R² = 0,6601 R² = 0,6485
-1.000
-2.000
-3.000
INVOER
MWh/h -4.000 1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
genomineerde nucleaire productie
Uitvoer BE periode 1/1/2007 - 31/12/2011 Uitvoer BE periode 1/1/2014 - 31/12/2015 Linear (Uitvoer BE periode 1/1/2007 - 31/12/2015) Linear (Uitvoer BE periode 1/1/2012 - 31/12/2013)
Uitvoer BE periode 1/1/2012 - 31/12/2013 Uitvoer BE periode 1/1/2007 - 31/12/2015 per 500MW Linear (Uitvoer BE periode 1/1/2007 - 31/12/2011) Linear (Uitvoer BE periode 1/1/2014 - 31/12/2015)
Figuur 80: Gemiddelde uitvoer in day-ahead op dagbasis tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, evenals hun trendlijn, opgedeeld volgens drie periodes: januari 2007 – december 2011 (rood), januari 2012 – december 2013 (groen), januari 2014 – december 2015 (blauw). De zwarte stippellijn geeft de gemiddelde waarden per schijf van 500 MW van nucleaire capaciteit. De volle zwarte lijn geeft de trendlijn doorheen alle waarnemingen van januari 2007 tot en met december 2015 (deze punten worden niet expliciet getoond op de figuur). Beide assen worden uitgedrukt in MWh/h. Bronnen: CREG en Elia
Figuur
81
toont
duidelijk
het
negatieve
verband
tussen
de
nucleaire
productienominaties en de commerciële invoercapaciteit. Voor elke daling in de nucleaire nominaties met 1.000 MWh/h wordt, in 2015, de commerciële invoercapaciteit beperkt met ongeveer 455 MW. De sterke van dit vastgestelde effect is in grote mate het gevolg van de ligging van de punten in september 2015, waarbij uitzonderlijk weinig importcapaciteit beschikbaar was. Wanneer het volledige nucleaire productiepark beschikbaar is zien we, zoals in vorige paragraaf aangehaald, een hogere commerciële invoercapaciteit. Dit valt deels te verklaren door het feit dat de transmissienetbeheerder de capaciteit beperkt op momenten wanneer op voorhand duidelijk wordt dat de invoerstromen zodanig groot zullen zijn dat de interconnectielijnen onder druk zullen komen te staan, met andere woorden op momenten wanneer de eigen productiecapaciteit niet voldoende is om de bevoorradingszekerheid te garanderen. Op deze momenten moet, om de netveiligheid te garanderen, erover gewaakt Niet-vertrouwelijk
132/171
worden dat het N-1 criterium op geen van beide landsgrenzen (noord en zuid) wordt overschreden91. Het beheer van de interconnectiecapaciteiten wordt, vanaf 21 mei 2015, geregeld via het
flow-based
market
coupling92
model.
Vanaf
dan
worden
de
commerciële
interconnectiecapaciteiten centraal berekend, rekening houdend met de impact die commerciële uitwisselingen hebben op de fysieke stromen in het net. Hierdoor worden de interconnectiecapaciteiten efficiënter gebruikt. De conclusie op basis van bovenstaande gegevens is echter duidelijk: het grootste deel van de onbeschikbare nucleaire capaciteit wordt gecompenseerd door meer invoer en wellicht, zeer gedeeltelijk, door meer eigen productie. Dit laatste wordt bevestigd door Figuur 82, die gelijkaardig is aan Figuur 80, behalve dan dat de Y-as in de vorige grafiek de gemiddelde nominatie van de STEG's op dagbasis geeft in plaats van de gemiddelde uitvoer. Uit deze gegevens blijkt dat er, historisch gezien, weinig of geen verband bestaat tussen nominatie van nucleaire capaciteit en dat van de STEG’s. In de periode 2014 – 2015 is dit echter wel het geval. Gezien de lage nucleaire beschikbaarheid, in combinatie met de reeds sterk toegenomen invoerstromen van elektriciteit uit het buitenland, moeten verdere dalingen van de nucleaire capaciteit wel worden opgevangen worden door bijkomende productie uit STEG-centrales. De conclusie die voor de laatste vier maanden van 2014 reeds geldde, wordt dus bevestigd in 2015. Doorheen de periode januari 2014 – december 2015 wordt de nucleaire (on)beschikbaarheid voor 18% gecombineerd door productie uit STEG-centrales. De verklaringskracht is echter slechts 10%. Dit is meer dan de voorgaande periodes, maar toch blijft een groot deel van de variatie van de productie uit STEG-centrales onverklaard door nucleaire productie.
91
Voor een verdere uitleg hieromtrent wordt verwezen naar studie (F)111208-CDC-1129 over de relatie tussen de fysische en commerciële interconnectiecapaciteit op de Belgische elektriciteitsgrenzen. 92 Eindbeslissing (B)150423-CDC-1410 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa).
Niet-vertrouwelijk
133/171
-1.500
MWh/h
-2.000
Capacité d'importation commerciale
-2.500
-3.000
-3.500
-4.000
-4.500
MWh/h y = -0,2679x - 2580,6 R² = 0,5198 -5.000 1.000
1.500
y = -0,4453x - 2222,9 R² = 0,3599 2.000
2.500
3.000
4.000
3.500
4.500
5.000
5.500
6.000
Production nucléaire nominée Invoercapaciteit BE periode 1/1/2015 - 31/12/2015
Invoercapaciteit BE periode 1/1/2014 - 31/12/2014
Figuur 81: Gemiddelde commerciële invoercapaciteit op dagbasis tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, opgedeeld in 2014 (blauw) en 2015 (rood) evenals hun trendlijnen, uitgedrukt in MWh/h Bronnen: CREG en Elia 4.500
MWh/h
4.000
genomineerde STEG-productie
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
y = 0,1473x + 1198,1 y = -0,0441x + 2428,7 y = -0,1198x + 2120,4 y = -0,1817x + 1939,8 R² = 0,053 R² = 0,0018 R² = 0,0277 R² = 0,104 0 1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
MWh/h 4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
genomineerde nucleaire productie Nominaties STEG periode 1/1/2007 - 31/12/2011 Nominaties STEG periode 1/1/2014 - 31/12/2015 Linear (Nominaties STEG periode 1/1/2007 - 31/12/2011) Linear (Nominaties STEG periode 1/1/2014 - 31/12/2015)
Nominaties STEG periode 1/1/2012 - 31/12/2013 Linear (Nominaties STEG periode 1/1/2007 - 31/12/2015) Linear (Nominaties STEG periode 1/1/2012 - 31/12/2013)
Figuur 82: Gemiddelde nominatie in day-ahead op dagbasis van de STEG’s tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, evenals hun trendlijn, opgedeeld volgens drie periodes: januari 2007 – mei 2012 (oranje), juni 2012-juni 2013 (rood), het jaar 2013 (groen) en het jaar 2014 (zwart). Beide assen worden uitgedrukt in MWh/h. Bronnen: CREG en Elia
Niet-vertrouwelijk
134/171
V.4.5
Congestierentes op dagbasis De congestierentes93 betreffende de allocatie van capaciteit op D-1 worden
gegenereerd op een interconnectie wanneer deze interconnectie verzadigd is. Door deze verzadiging kan er een prijsverschil optreden tussen de twee day-ahead markten van de gekoppelde elektriciteitsbeurzen. Als we in dit deel spreken over congestierentes, dan bedoelen we de commerciële congestierentes op D-1 die voortvloeien uit impliciete uitwisselingen op D-1 op de Nederlandse en Franse grenzen. De expliciete veilingen (jaar en maand) worden buiten beschouwing gelaten. Stel bijvoorbeeld dat de invoercapaciteit van Frankrijk naar België 1.000 MW bedraagt en dat deze verzadigd is op uur 12. Met andere woorden, België voert dus tijdens dit uur 1.000 MWh in. De prijs in Frankrijk bedraagt 30 €/MWh en de prijs in België is 40 €/MWh. Bijgevolg is de congestierente gelijk aan: (40 €/MWh -30 €/MWh) * 1.000 MWh = €10.000 Dit bedrag wordt verdeeld over de betrokken netbeheerders. Een marktpartij die jaar- of maandcapaciteit gekocht heeft, kan op dag D-1 beslissen om deze capaciteit te nomineren (expliciet gebruik) of niet te nomineren. Indien de capaciteitshouder niet nomineert, wordt zijn ongebruikte jaar- of maandcapaciteit toegewezen aan de dagcapaciteit en ontvangt de capaciteitshouder het prijsverschil tussen de twee markten indien dit positief is. Dit prijsverschil is de congestierente. Dit is de secundaire markt94 of return op dagbasis. Stel bijvoorbeeld dat een marktspeler 100 MW gekocht heeft op de expliciete veiling en dat hij deze capaciteit niet nomineert; in dat geval ontvangt deze marktspeler dus de congestierente voor deze hoeveelheid, zijnde in het bovenstaande voorbeeld: 100 MW * (40 €/MWh -30 €/MWh) = €1.000 De betrokken netbeheerders ontvangen dan de rest, zijnde €9.000. Figuur 83 toont de evolutie op jaarbasis van de bruto congestierentes zonder correctie voor UIOSI betreffende de marktkoppeling op D-1, via de twee interconnecties in de twee richtingen, voor de periode 2007-2014 (in € miljoen). Wat onmiddellijk opvalt, zijn de grote pieken in 2012 en 2013 met een totale congestierente van €68,0 tot €128,1 miljoen, terwijl de
93 94
Zie ook studie (F) 110428-CDC-1014 van 28 april 2011, paragraaf 9 en 10. Jaarcapaciteit kan ook maandcapaciteit worden.
Niet-vertrouwelijk
135/171
totale congestierente de vorige vijf jaar varieerde van €33 tot €44 miljoen. De hoge rentes in 2012 en 2013 geven de lagere convergentie van de prijzen weer, zoals eerder reeds werd vastgesteld. In 2014 verbetert de situatie enigszins ten opzichte van het voorgaande jaar, al blijven de congestierentes met €97,1 miljoen meer dan driemaal zo hoog als in de periode 2007 – 2011. De congestierente voor 2012 was verdeeld over de twee grenzen en de twee mogelijke richtingen. In 2013 is de congestierente van België naar Frankrijk aanzienlijk gedaald. Het belang van de congestierentes in 2013 vloeit voort uit de congestierentes tussen België en Nederland (€53,1 miljoen euro) enerzijds en die tussen Frankrijk en België (€62,9 miljoen euro) anderzijds, waarbij deze laatste 49,1% van de totale rente van 2013 vertegenwoordigt In 2012-2013 worden de hoge congestierentes gegenereerd in de richting Frankrijk - België (blauw), terwijl dit in de periode 2009-2011 niet of nauwelijks het geval was. Ze bedragen €23,6 miljoen in 2012 en €62,9 miljoen in 2013. De congestierente van België naar Nederland daalde dan weer van €33,7 miljoen in 2011 tot €19,9 miljoen in 2012, om meer dan te verdubbelen tot €53,1 miljoen in 2013, oftewel 41,4% van de totale rente. In 2014 stijgen de congestierentes weer voor de invoerrichting vanuit Frankrijk naar België, van €62,9 miljoen naar €74,6 miljoen. In alle andere richtingen (BE=>FR, NL=>BE, BE=>NL) dalen de gegenereerde congestierentes. Vooral in de richting van België naar Nederland (uitvoer) valt een sterke daling (van €53,1 miljoen naar €15,9 miljoen) op. De gegevens voor 2015 worden, zoals eerder in dit deel, opgesplitst in de periode vóór en na de introductie van het flow-based marktkoppelingsysteem op 21 mei 2015. De congestierentes onder flow-based worden in onderstaande figuur omgeven door een zwarte rand. Opvallend is de toename van de congestierentes van België naar Frankrijk (van €0 in 2014 naar €23,8 miljoen in 2015) en van Nederland naar België (van €6,6 miljoen in 2014 naar €26,3 miljoen in 2015). De congestierentes van Frankrijk naar België, daarentegen, daalden sterk van €74,6 miljoen naar €45,4 miljoen. Het netto-effect van deze stijgingen en dalingen leidt tot een totale congestierente in 2015 van €107,9 miljoen, de op één na hoogste waarde in de beschouwde periode (in 2013 bedroeg dit nog €128,2 miljoen).
Niet-vertrouwelijk
136/171
140
€ miljoen 128,1
120 107,9
97,1
100
80 68,0
60
43,2
44,3
40
37,1 33,3
36,9
20
0 2007
2008
Frankrijk ->België
2009
België -> Frankrijk
2010
Nederland ->België
2011
2012
België -> Nederland
2013
2014
CWE Flow-based (21/05/2015)
2015
Totaal
Figuur 83: Jaarlijkse congestierentes op dagbasis voor de vier interconnecties (miljoen euro) Bronnen: CREG, CASC en Elia
De aanzienlijke stijging van de congestierentes van de vier afgelopen jaren kan worden verklaard door drie elementen. Ten eerste, en vooral, was er de koudegolf van februari 2012. Tijdens deze maand alleen al werd er voornamelijk door de grote prijsverschillen met de Franse markt een congestierente van €21,7 miljoen gegenereerd, of 32% van de totale congestierente van 2012. Ten tweede is er de nucleaire onbeschikbaarheid van 2.000 tot 4.000 MW vanaf augustus 2012 tot begin juni 2013 en van eind maart 2014 tot december 2015, Tot slot is er de periode september – oktober 2015 waarbij de commerciële interconnectiecapaciteit werd beperkt.
Niet-vertrouwelijk
137/171
VI. Balancing Het onevenwicht in reële tijd van een evenwichtsverantwoordelijke (ARP) wordt afgerekend per kwartier. Indien de ARP binnen dit kwartier meer energie heeft afgenomen dan hij heeft geïnjecteerd, heeft de ARP een negatief onevenwicht (een tekort) en zal de ARP dus verplicht energie van Elia kopen tegen het onevenwichtstarief. Indien een ARP een positief onevenwicht heeft (een overschot), dan wordt dit overschot door deze ARP verplicht verkocht aan Elia tegen het onevenwichtstarief. Het onevenwichtstarief kan positief of negatief zijn. Als het negatief is, betekent het dat de ARP wordt betaald voor de bij Elia gekochte energie of a contrario dat hij Elia betaalt voor de verkochte energie. Tot 2011 was het onevenwichtstarief steeds hoger dan of gelijk aan de referentiemarktprijs95 voor een negatief onevenwicht en lager dan of gelijk aan de referentiemarktprijs voor een positief onevenwicht. In 2011 was het tarief voor een negatief onevenwicht steeds hoger dan of gelijk aan 108% van de Belpex DAM-prijs en was het tarief voor een positief onevenwicht steeds lager dan of gelijk aan 92% van de Belpex DAM-prijs. Dit betekent dat als de Belpex DAM-prijs als referentie zou worden genomen, de opportuniteitskost voor de ARP kon worden beschouwd als ten minste 8% van de Belpex DAMprijs, aangezien de ARP het tekort aan energie ook had kunnen aankopen op de DAM of het overschot op de Belpex DAM had kunnen verkopen. Vanaf januari 2012 werd het balancingsysteem omgevormd tot een “single marginal pricing” systeem waarbinnen de positieve of negatieve onevenwichten van de ARP's in principe tegen dezelfde prijs worden gefactureerd. Deze prijs is gelijk aan de marginale kost van het laatste hulpmiddel dat door de netbeheerder in de oproeplijst wordt geactiveerd om het evenwicht te regelen. Hij kan worden aangepast door middel van een prikkelcomponent (de factor alfa) wanneer het onevenwicht van de regelzone het beschikbare (automatische) secundaire reservevolume overschrijdt. Dit systeem bevordert een progressieve vorming van de elektriciteitsprijs gaande van de lange termijn, de day-ahead en intraday markten, om tot slot te eindigen bij de prijs van de elektriciteitsmarkt in reële tijd, die het onevenwichtstarief is.
In juni 2013 keurde de CREG een aanpassing goed, dat inhoudt dat het onevenwichtstarief op -100 €/MWh of minder wordt gebracht bij een positief onevenwicht van de regelzone wanneer
95
Vanaf 2007 werd de Belpex DAM de referentiemarkt.
Niet-vertrouwelijk
138/171
er geen niet-geactiveerde afregelende tertiaire reservebron meer is buiten de inter-TSOreserves96. Dat moet de ARP's ertoe aanzetten om een positief onevenwicht te vermijden, bijvoorbeeld bij een hoge fotovoltaïsche productie, door in de day-ahead een betere inschatting te maken of minder flexibele productie-eenheden te moduleren. Figuur 84 geeft de evolutie van het jaarlijkse gemiddelde onevenwichtstarief voor een negatief en positief onevenwicht gedurende de periode 2007-2015 in de Elia-regelzone, evenals de gemiddelde prijs van de Belpex DAM die respectievelijk worden aangeduid met “Neg. Imbalance tariff”, “Pos. Imbalance. Tariff” en “Belpex DAM price”. Uit deze figuur blijkt dat de gemiddelde negatieve onevenwichtsprijs steeds hoger is dan de Belpex DAM-prijs toy en met 2014. De gemiddelde positieve onevenwichtsprijs is daarentegen tot in 2011 gevoelig lager dan de DAM-prijs. Vanaf 2012 verandert deze situatie als gevolg van het nieuwe systeem: de gemiddelde positieve onevenwichtsprijs wordt (iets) hoger dan de DAM-prijs en komt zodoende in de buurt te liggen van de gemiddelde negatieve onevenwichtsprijs. De opportuniteitskost voor een positief onevenwicht in reële tijd is dus sterk gedaald en zijn teken keerde zelfs om. Zo krijgt de ARP zelfs gemiddeld enigszins iets meer betaald via het balancingsysteem dan op de Belpex DAM. 90
80
70
(€ / MWh)
60
50
40
30
20
10
0 2007
2008
2009 Belpex DAM Price
2010
2011 Neg. Imballance tariff
2012
2013
2014
2015
Pos. Imbalance tariff
Figuur 84: Jaarlijkse gemiddelde onevenwichtstarieven, voor een negatief (“Neg. Imbalance Tariff”) en een positief onevenwicht (“Pos. Imbalance Tariff”), voor de periode 2007-2015 in de Elia-regelzone, evenals de gemiddelde prijs op de Belpex DAM (€/MWh) Bronnen: CREG en Elia
96
Contracten voor tertiaire reserve als laatste redmiddel tussen Elia en de naburige netbeheerders.
Niet-vertrouwelijk
139/171
De gemiddelde tarieven voor de positieve en negatieve onevenwichten liggen tot en met 2014 opnieuw aan weerskanten van – maar zeer dicht bij – de gemiddelde Belpex DAM-prijs. Bovendien tekenen deze drie gemiddelde prijzen een stijging op ten opzichte van hun waarden in 2014. In 2015 waren de gemiddelde tarieven voor de positieve en negatieve onevenwichten iets lager dan de prijs van de Belpex DAM. Onderstaande Figuur 85 geeft voor elk jaar van de periode 2007-2015 de jaarlijkse standaardafwijking van het onevenwichtstarief weer voor de negatieve (“Neg. Imbal. Tariff”) en positieve (“Pos. Imbal. Tariff”) onevenwichten, evenals voor de Belpex DAM-prijs (“Belpex DAM price”). Deze standaardafwijking geeft een beeld van de volatiliteit van de overeenkomstige tarieven en prijzen. Wat de Belpex DAM-prijs betreft, wordt een sterke daling van de volatiliteit van de prijs vastgesteld tussen 2007 en 2009, gevolgd door een stabilisatie, als 2011 niet wordt meegerekend. In dat jaar stijgt deze volatiliteit immers, vooral ten gevolge van de prijspiek op 28 maart 2011 wegens de ontkoppeling van de dagmarkten. Dezelfde trend wordt waargenomen voor de volatiliteit van de onevenwichtsprijzen tussen 2007 en 2009, maar hun volatiliteit stijgt opnieuw vanaf 2010, met een groot verschil tussen de volatiliteit van het tarief van de negatieve onevenwichten en die van het tarief van de positieve onevenwichten voor 2010 en 2011. Voor de periode 2007-2011, met uitzondering van 2009, ligt de volatiliteit van de prijs voor de positieve onevenwichten aanzienlijk lager dan die van de prijs voor de negatieve onevenwichten. Vanaf het ogenblik dat wordt overgeschakeld op een “single marginal price” tarief in 2012, ligt de volatiliteit van beide tarieven logischerwijze erg dicht bij elkaar, aangezien deze tarieven enkel van elkaar verschillen door de waarde van de prikkelcomponent. 2014 werd gekenmerkt door een forse daling van de volatiliteit van de onevenwichtstarieven, zowel voor de positieve als voor de negatieve onevenwichten. Deze daling is zelfs nog groter dan die van de Belpex DAM-prijs. In 2015 zijn de drie volatiliteiten sterk gestegen tot bijna de waarden van 2013 (voor de onevenwichtstarieven) of zelfs hoger (voor de prijs van de Belpex DAM).
Niet-vertrouwelijk
140/171
70
60
(€ / MWh)
50
40
30
20
10
0 2007
2008
2009
2011
2010
Neg. Imbal. tariff
Pos. Imbal. tariff
2012
2013
2014
2015
Belpex DAM price
Figuur 85: Jaarlijkse standaardafwijking van het tarief voor de negatieve (“Neg. imbal. Tariff”) en positieve onevenwichten (“Pos. imbal. Tariff’) in de Elia-regelzone, evenals de prijs van de day-ahead markt van Belpex (“Belpex DAM price”) voor de periode 2007-2015. Bronnen: CREG en Elia
Gemiddeld liggen het tarief van de positieve onevenwichten en het tarief van de negatieve onevenwichten dichter bij elkaar, wat eigen is aan het single pricing systeem dat in 2012 werd ingevoerd. Zoals reeds werd vermeld zijn deze twee gemiddelde tarieven hoger dan de gemiddelde prijs van de Belpex DAM in 2012 en 2013 om zich aan weerskanten van de gemiddelde prijs van de Belpex DAM in 2014 te bevinden en onder deze gemiddelde prijs in 2015. Dit is een gevolg van de prijzen aangeboden voor de geactiveerde offertes. Deze drie gemiddelde waarden liggen echter dicht bij elkaar en daardoor is het moeilijk besluiten te trekken over hun positie. Het is nuttiger om de prijsprikkel te evalueren op basis van het onevenwicht van het systeem: heeft een marktspeler er, ten opzichte van de day-ahead markt, voordeel bij om het zone-evenwicht in stand te trachten houden (“de zone te helpen”)? Met andere woorden, hoe vaak komen de volgende twee situaties voor: - de zone heeft een injectieoverschot en het tarief voor een negatief & positief onevenwicht is kleiner dan de Belpex DAM prijs. Met andere woorden, hoe vaak betaalt de marktspeler die met een negatief onevenwicht de zone helpt, minder voor zijn tekort aan energie op de balancing-markt dan indien hij hetzelfde volume op de day-ahead markt koopt? Of hoe vaak ontvangt de marktspeler die met een positief onevenwicht het probleem van de zone verergert, minder voor dit
Niet-vertrouwelijk
141/171
overschot aan energie op de balancingmarkt dan indien hij hetzelfde volume op de day-ahead markt had verkocht? - de zone heeft een injectietekort en het tarief voor een positief & negatief onevenwicht is groter dan de Belpex DAM prijs. Met andere woorden, hoe vaak ontvangt de marktspeler die met een positief onevenwicht de zone helpt, meer voor dit overschot aan energie op de balancing-markt dan indien hij hetzelfde volume op de day-ahead markt verkoopt? Of hoe vaak betaalt de marktspeler die met een negatief onevenwicht het probleem van de zone verergert, meer voor zijn tekort aan energie op de balancingmarkt dan indien hij hetzelfde volume op de dayahead markt had gekocht? Vóór de invoering van het single pricing systeem in 2012 kwamen bovenstaande situaties nooit voor. Sindsdien hebben ze zich voorgedaan in 76% van de gevallen in 2012, in 99% van de gevallen in 2013, in 100% van de gevallen in 2014 en in 99% van de gevallen in 2015. Dat is een duidelijke trendbreuk. Deze belangrijke verandering in de tariefstructuur zou ook te zien moeten zijn in het gedrag van de ARP’s: in 2012 zou er –ceteris paribus– een groter positief onevenwicht moeten genoteerd worden dan de vorige jaren aangezien het positieve onevenwicht op vlak van opportuniteitskost minder bestraft wordt dan vóór 2012. Bijgevolg zou het nettoregelvermogen (NRV) in 2012 dan gemiddeld vaker negatief moeten zijn dan de vorige jaren. Figuur 86 geeft de jaarlijkse gemiddelden van het nettoregelvermogen (“NRV”), het nettoregelvermogen wanneer dit positief is (“NRV when > 0”), wanneer dit negatief is (“NRV when < 0”) en het gemiddelde van de absolute waarde van het nettoregelvermogen (“abs(NRV)”). Uit deze figuur blijkt dat het gemiddelde NRV sinds 2011, en nog meer sinds 2012, effectief grotendeels negatief is, zonder dat de gemiddelde absolute waarde van de NRV sterk is toegenomen. Dat wijst erop dat de netbeheerder weinig meer heeft moeten regelen dan de andere jaren, maar dat de regeling meer een afregeling was dan vorige jaren. De dalende trend van het gemiddelde positieve NRV die werd ingezet in 2012 (compensatie van korte onevenwichten), bevestigt zich in 2013 en in mindere mate in 2014. Het gemiddelde van het negatieve NRV (compensatie van de lange onevenwichten) dat verdubbelde van 2008 tot 2012, daalt in 2013 en 2014 om opnieuw onder zijn niveau van 2011 te gaan (in absolute waarde). De gemiddelde waarde van het NRV (rode curve in Figuur 86) blijft negatief in 2014 (meerderheid van lange onevenwichten), maar daalt sterk in omvang terwijl de waarde in 2015, die nog steeds negatief is, een omvang heeft die weinig verschilt met de omvang van 2014.
Niet-vertrouwelijk
142/171
Er kunnen verschillende oorzaken worden aangehaald om dit te verklaren. Een eerste oorzaak is het gevolg van de overschakeling op een tarifering die vanaf 2012 wordt ingevoerd en is gebaseerd op de single marginal price, en de impact ervan op de gemiddelde onevenwichtsprijs (zie Figuur 84). Vanaf 2012, met een gemiddelde onevenwichtsprijs die hoger is dan de gemiddelde Belpex-prijs, zowel voor de lange als voor de korte onevenwichten, zal elke speler die zich baseert op de Belpex DAM-prijs voor een mogelijke arbitrage, er steeds belang bij hebben om lang te zijn (hij zal meer krijgen dan wanneer hij op de Belpex DAM had verkocht) in plaats van kort (hij zal meer betalen dan wanneer hij op de Belpex DAM had gekocht), ceteris paribus. In 2013 houdt deze situatie aan, maar de gemiddelde waarden van de prijzen liggen dichter bij de gemiddelde prijs van de Belpex DAM, wat betekent dat de prikkel van het gemiddelde tarief ten opzichte van een arbitrage met de Belpex DAM daalt en dat de speler die zich uitsluitend in deze optiek plaatst, er meer belang bij heeft om zich echt op het evenwicht te richten. Er dient eveneens te worden opgemerkt dat 2013 het eerste volledige jaar is waarin de regel van -100 €/MWh voor het tarief van de lange onevenwichten van toepassing is wanneer het marginale hulpmiddel voor de compensatie de inter-TSOreserve is. Een andere oorzaak ligt in de voortzetting van het leerproces van de ARP's op het vlak van het in aanmerking nemen van het effect van de fotovoltaïsche productie op de individuele onevenwichten, wat vanzelfsprekend leidt tot een daling van de lange onevenwichten. Andere meer kwalitatieve – en bijgevolg moeilijker te kwantificeren – oorzaken kunnen worden gevonden in de inspanningen die door Elia worden gedaan om de transparantie en de via haar website verstrekte informatie aan de marktspelers te verbeteren, evenals in de versterking van de contacten tussen Elia en de marktspelers om deze laatste bewust te maken van het probleem van de onevenwichten en het belang van de naleving van het evenwicht van hun portefeuille door de marktspelers, buiten de momenten waarin zij bewust de zone helpen om het evenwicht in stand te houden (reactieve balancing). In 2014 liggen de gemiddelde tarieven voor de lange en korte evenwichten aan weerskanten van de Belpex-DAM-prijs. De vrijwel nulwaarde van het NRV, wat consistent is met deze situatie, wijst erop dat de inspanningen van Elia en de reactieve balancing effectief zijn. Deze situatie duurde voort in 2015 en de toekomst zal uitwijzen of dit gedrag duurzaam of conjunctureel is. Volgens Elia is de aanpassing van het ARP-contract begin 2014 waarbij ARP’s formeel toegelaten worden om het systeemonevenwicht mee weg te regelen zolang ze fysisch in staat zijn om naar een gebalanceerde evenwichtspositie terug te keren, ook een belangrijke oorzaak.
Niet-vertrouwelijk
143/171
150
100
50
0 2008
(MW)
2007
2010
2009
2011
2013
2012
2014
2015
-50
-100
-150
-200 NRV
NRV > 0
NRV < 0
abs(NRV)
Figuur 86: Gemiddeld jaarlijks nettoregelvermogen dat de netbeheerder aanwendt om zijn regelzone in evenwicht te houden (in MWh/h), gemeten volgens het gemiddelde nettoregelvermogen (“NRV”), het nettoregelvermogen wanneer dit positief is (“NRV > 0”) en wanneer dit negatief is (“NRV < 0”) en het gemiddelde van de absolute waarde van het nettoregelvermogen (“abs(NRV)”). Bronnen: CREG en Elia
De goedkeuring van een onevenwichtstarief van -100 €/MWh bij een te groot positief onevenwicht gebeurde vóór de zomer van 2012. Bovendien bieden sinds de zomer 2012 markspelers
neerwaartse
flexibiliteit
van
windmolens
aan
Elia.
Omwille
van
de
opportuniteitskost van groenstroomcertificaten ligt de activatieprijs meestal rond de ˗100€/MWh. Figuur 87 geeft het aantal kwartieren per maand dat het tarief gelijk aan of lager dan deze waarde van -100 €/MWh was, evenals het aantal kwartieren per maand waarin het tarief negatief was. Uit deze figuur blijkt dat een onevenwichtsprijs van -100 €/MWh of minder in 2014 minder vaak werd bereikt dan in 2013 en in 2015 minder werd bereikt dan in 2014. Sinds juni 201297 zijn er in totaal 1.018 kwartieren geteld met een onevenwichtsprijs voor een positief onevenwicht gelijk aan of lager dan -100 €/MWh. De maand december van 2012 en 2013 is erg verrassend, rekening houdend met het feit dat de zonneproductie laag was gedurende die maand. Nochtans vallen 84 van de 95 kwartieren van december 2012 en 61 van de 70 kwartieren van december 2013 tijdens de kerstvakantie (na 21 december). Vanuit dit oogpunt kunnen de 27 kwartieren van december 2014 en de 2 kwartieren van december 2015 deze
97
334 kwartieren van juni tot december 2012, 377 kwartieren over heel het jaar 2013 en 181 en 126 kwartieren in 2014 en 2015.
Niet-vertrouwelijk
144/171
trend niet. Dit fenomeen kan gedeeltelijk worden verklaard door de vele onbeschikbaarheden van het Belgische nucleaire park in 2014 en 2015. Anderzijds toont dit ook aan dat de voorspelbaarheid en niet het niveau van hernieuwbare productie een belangrijke parameter is voor de kwaliteit van het onevenwicht van de zone. 500
450 400 350
(Nb. 1/4 hr)
300 250
200 150 100
50 0
# 1/4 h imbal. tariff < 0
# 1/4 h imbal. tariff < -100
Figuur 87: Voor een positief onevenwicht, aantal kwartieren per maand met een tarief voor een negatief onevenwicht en aantal kwartieren per maand met een onevenwichtstarief < -100 €/MWh voor de periode 2012-2015 Bronnen: CREG en Elia
Figuur 88 geeft het dagprofiel weer van het aantal keren (kwartieren) dat de onevenwichtsprijs voor een positief onevenwicht gelijk is aan of lager (nog negatiever) is dan -100 €/MWh voor 2013 tot 2015. In 2013 vertoonde het aantal kwartieren een sterke piek 's nachts: 12 kwartieren en minder sterke pieken 's middags en 's namiddags. In 2014 bleef de nachtpiek behouden met een waarde van 11 kwartieren en was het aantal kwartieren buiten de nacht zeer laag. In 2015 waren er 2 pieken, één 's nachts en één 's namiddags. De omvang van deze pieken was echter kleiner dan in 2013 en 2014, niet meer dan 6 kwartieren per piek. Het totale aantal dergelijke kwartieren is van 2013 tot 2014 sterk gedaald (377 in 2013 en 181 in 2014). In 2015 is het nog gedaald ten opzichte van 2014, tot 126.
Niet-vertrouwelijk
145/171
14
12
(Nb. 1/4 hr)
10
8
6
4
2
0
2013
2014
2015
Figuur 88: Dagprofiel van het aantal kwartieren waarin de onevenwichtsprijs voor een positief onevenwicht lager is dan of gelijk is aan -100 €/MWh in 2013, 2014 en 2015. Bronnen: CREG en Elia
Figuur 89 geeft een analyse van de meest extreme waarden van het NRV. De figuur geeft voor elk jaar een monotone curve van de 75 grootste op- en afregelvermogens op dagbasis. De methode die wordt gebruikt voor de verwerking van deze gegevens, is de volgende: per jaar wordt voor elke dag het op- en afregelvermogen bepaald. Vervolgens worden de gegevens gesorteerd en worden de eerste 75 waarden in de grafiek geplaatst. De bovenste curves vertegenwoordigen het opregelvermogen, terwijl de onderste curves het afregelvermogen weergeven. Na een sterke stijging in 2012 daalde het maximale opregelvermogen op dagbasis in 2013 om een waarde te bereiken die lager was dan die van 2011. Deze trend wordt nog iets scherper in 2014. Voor de andere dagen zijn de 75 grootste maximale opregelvermogens gedaald naar een lager niveau dan dat van de periode 2010 en 2012. Over het algemeen deed de grootste stijging zich voor tussen 2008 en 2009 en tussen 2009 en 2010. In vergelijking met 2012 stijgt het maximale opregelvermogen in 2013, om in absolute waarde het maximale niveau van 2011 te overschrijden. De sterkste stijging van het regelvermogen wordt vastgesteld met een verschil van één jaar ten opzichte van het afregelvermogen, oftewel tussen 2009 en 2010 en tussen 2010 en 2011. In 2014 tekent de trend een radicale ommekeer op om opnieuw niveaus te bereiken die vergelijkbaar zijn met die van 2010. De curves van 2015 verschillen weinig van die van 2014, met echter lagere uiterste waarden voor de opwaartse regeling en hogere (absolute) waarden voor de neerwaartse regeling.
Niet-vertrouwelijk
146/171
1500
1000
(MW)
500
0 1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75
-500
-1000
-1500
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figuur 89: Gesorteerde curves van de 75 grootste op- en afregelvermogens op dagbasis voor de periode 20072015 Bronnen: CREG en Elia
De onevenwichtscompensatie (NRV) kan geleverd worden door verschillende bronnen: automatische activatie van secundaire reserves (R2), manuele activatie van “incremental/decremental
bids”98
(ID
bids)
en
tertiaire
reserves
(R3),
waaronder
onderbreekbare klanten en inter-TSO compensatie. Figuur 90 en de bijhorende Tabel 30 geven de opdeling van de evolutie van de bronnen van de NRV voor de voorbije acht jaar (in MWh). Het betreft de som van alle activaties van reservevermogen per jaar (zowel voor de op- als de afregeling). Voor R2 en vrije R3 bids (ID bids) wordt een uitsplitsing gegeven voor op- en afregelen. Uit deze figuur blijkt dat in de periode 2007-2009 de NRV bijna uitsluitend geleverd wordt door R2 (rode en groene staven op de grafiek), met een licht overgewicht voor het afregelen (groen). Een miniem deel gebeurt via de manuele activatie van ID-bids (paars en blauw). In 2010 zet een duidelijke trend naar meer activatie van ID-bids en R3 zich in beweging, als gevolg van een wijziging van de door Elia toegepaste activatieprocedure. In 2010 gaat het voornamelijk om incremental bids (I-bids met als referentie ID up – paars). De opwaartse trend van de manuele activaties (ID bids) zet zich voort in 2011 en 2012, maar het
98
Volgens art. 159, § 2 van het KB van 28 december 2002 moeten alle producten van de Elia-regelzone waarvan het nominale vermogen hoger of gelijk is aan 75 MW hun beschikbare vermogen ter beschikking houden van de netbeheerder. De beschikbare capaciteit wordt “incremental/decremental bids” (I/D-bids) genoemd.
Niet-vertrouwelijk
147/171
zijn vooral de decremental bids (ID down – middenblauw), evenals de afregelende R2 (R2 down – groen) die stijgen in volume. De activatie van R3 neemt in 2013 af en nog meer in 2014 ten opzichte van 2011 en 2012. In 2013 en 2014 wordt een sterke daling van het totale volume van de geactiveerde volumes vastgesteld: ze verdeelt zich over alle reservetypes, zowel de R2 als de ID-bids en de R3, aangezien de grootste daling die van de afregelende R2 is (R2 down – groen) en van de afregelende ID-bids (ID down – middenblauw). In 2015 zijn de globale geactiveerde volumes opnieuw licht gestegen, zowel voor de R2 (van 534 tot 580 GWh) als voor de ID-bids (van 161 tot 171 GWh) en de contractuele R3 (van 2 tot 6 GWh). De stijging is vooral te verklaren door een dalend volume van IGCC. Als de in het kader van de IGCC99 uitgewisselde energie wordt samengeteld, stijgt het totaal in 2012 van 1.193 GWh tot 1.250 GWh, dat van 2013 van 935 GWH tot 1.109 GWh, en dat van 2014 van 698 GWh tot 1.014 GWh en dat van 2015 van 758 GWh tot 1.012 GWh, wat het totale verschil tussen 2012 en 2015 bijna halveert (Figuur 91). Het basisidee achter de IGCC is de onevenwichten van tegengestelde tekens van de regelzones van de deelnemende TSO's te compenseren zodat de activering van de middelen voor de compensatie van de onevenwichten in tegengestelde richtingen van een zone naar een andere (d.w.z. naar boven in bepaalde zones en naar onder in andere zones) wordt vermeden. In het kader van de procedure voor de regeling van het evenwicht van de regelzone uitgevoerd door elke TSO, wordt er eerst in chronologische volgorde een beroep gedaan op de IGCC, vóór de activering van de regelvermogens. Vóór de activering van de automatische secundaire regeling worden de respectievelijke ogenblikkelijke onevenwichten door de TSO's van
alle
deelnemende
landen
"uitgewisseld"
binnen
een
gemeenschappelijk
optimaliseringssysteem rekening houdend met de netbeperkingen. De uitgewisselde volumes in het kader van de IGCC zijn niet gegarandeerd. Aan de hand van de signalen die tussen de TSO's worden uitgewisseld kan het potentieel voor de deelname van elke regelzone aan de IGCC worden bepaald op basis van een drievoudig principe: - de optimalisering mag enkel het onevenwicht van een TSO verminderen, - de vermindering van het onevenwicht van een TSO mag niet hoger zijn dan het automatisch activeerbaar secundair regelvolume voor de regelzone van die TSO; enkel het deel van het onevenwicht van een TSO dat lager is dan dit volume komt dus in aanmerking voor de IGCC (hierna “in aanmerking komend onevenwicht”),
99
De deelname van België aan de IGCC (International Grid Control Cooperation) begon in oktober 2012.
Niet-vertrouwelijk
148/171
- de optimalisering gebeurt op basis van volumes en neemt de prijzen niet in rekening. Om de onevenwichtsverminderingen te bepalen, wordt de som van de in aanmerking komende onevenwichten met hetzelfde teken berekend voor alle deelnemers. De laagste som (in absolute waarde) is het bedrag van de globale uitwisseling. Het onevenwicht dat in die richting in aanmerking komt, wordt volledig gecompenseerd. De compensatie in de andere richting gebeurt door het globale bedrag van de uitwisseling pro rata de vastgestelde in aanmerking komende onevenwichten te verdelen. De valorisering gebeurt voor elk kwartier aan een prijs gebaseerd op de gemiddelde waarde van de door de TSO vermeden kosten (opportuniteitskosten). Door de te compenseren onevenwichten te verminderen kan door de deelname aan de IGCC de totale geactiveerde reserve binnen elke regelzone worden verminderd. Daarnaast kan er van een bijkomend automatisch secundair regelvermogen worden genoten vermits dit geactiveerd zou moeten worden zonder deelname aan de IGCC. De totale geactiveerde energie van de reservemiddelen (zonder IGCC) komt in 2012 voor het eerst in de buurt van de grens van 1,2 TWh (op- en afregeling), oftewel meer dan het dubbele ten opzichte van 2007-2008. In 2013 zakt het daarentegen tot iets boven het niveau van 2010 tot 0,9 TWh en in 2014 tot 0,7 TWh. In 2015 is het opnieuw lichtjes beginnen stijgen tot 0,8 TWh, maar het is nog steeds gevoelig onder het niveau van 2010 gebleven. Het aandeel van contractuele R3 en inter-TSO blijft wat betreft het volume verwaarloosbaar. Het is van 8% van het totaal in 2010 gedaald tot 5% in 2011, tot 3% in 2012 en tot minder dan 1% vanaf 2013. Tussen 2012 en 2015 zijn de aandelen van R2 en de ID-bids in totaal respectievelijk met 17 procentpunten gestegen en met 15 procentpunten gedaald.
Niet-vertrouwelijk
149/171
1.400.000
1.200.000
1.000.000
(MWh)
800.000
600.000
400.000
200.000
0 2007
R2 up
2008
R2 down
ID up
2009
ID down
2010
R3 (up)
2011
2012
R3 Dynamic Profile (up)
2013
ICH (up)
2014
Inter-TSO (up+down)
2015
Totaal
Figuur 90: Bronnen van de onevenwichtscompensatie (NRV) in de periode 2007-2015 (MWh) Bronnen: CREG en Elia (MWh) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
R2 up 245.809 249.541 322.563 376.065 316.194 262.857 270.784 275.914 304.337
R2 down
ID up
282.607 310.684 353.068 305.459 431.832 449.873 337.384 258.554 275.770
3.209 2.846 16.584 127.112 132.407 138.740 122.288 92.684 101.578
ID down 5.765 2.904 7.352 43.688 167.788 304.582 198.107 68.774 69.397
R3 prod 2.795 413 3.528 25.127 29.026 11.631 2.338 238 4.025
R3 DP
R3 ICH
0 0 0 0 0 0 0 36 240
0 448 1.439 4.752 1.884 564 572 948 1.072
Inter_TSO (up+down) 9.725 1.900 10.600 14.125 27.000 24.485 3.200 0 250
Totaal 549.910 568.736 715.135 896.327 1.106.130 1.192.731 934.672 697.149 756.669
Tabel 30: Bronnen van de onevenwichtscompensatie (NRV) in de periode 2007-2015 (MWh) Bronnen: CREG en Elia
Figuur 91 bevat de bronnen voor de compensatie van het onevenwicht zoals in Figuur 90, met toevoeging van de uitwisselingen in het kader van de IGCC. Het totaal wordt ook op twee manieren voorgesteld, inclusief en exclusief de energie die werd uitgewisseld in het kader van de IGCC. In tegenstelling tot Figuur 90, wordt de energie voor opregeling voorgesteld door positieve waarden en de energie voor afregeling door negatieve waarden. Het is opmerkelijk dat er kan worden vastgesteld hoe de activering van de ID-bids, die tot in 2009 nagenoeg onbestaande was, vanaf 2010 een steeds groter deel uitmaakte als gevolg van een wijziging van de activeringsprocedures tot de deelname van de Belgische regelzone aan de IGCC, in combinatie met de vermindering van het globale onevenwicht van de regelzone, het beroep op deze bronnen beetje bij beetje deed dalen, voornamelijk in 2014. Er dient eveneens te worden opgemerkt dat het grootste deel van de geactiveerde inter-TSO reserve in 2011 en 2012 daalde.
Niet-vertrouwelijk
150/171
1.400.000
1.249.938 1.200.000
1.109.005
1.014.041
1.011.285
1.000.000 934.672
800.000
697.149
600.000
756.669
(MWh)
400.000
200.000 0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-200.000 -400.000
-600.000 -800.000 -1.000.000
R2
ID bids
R3 prod
R3 DP
R3 ICH
Inter-TSO
IGCC
Totaal incl. IGCC
Totaal excl. IGCC
Figuur 91: Activering van de bronnen van de onevenwichtscompensatie in de periode 2007-2015 (MWh) met inbegrip van de deelname aan de IGCC Bronnen: CREG en Elia
Figuur 92 combineert de gegevens voor de activering van de op- en afregeling per type bronnen en drukt ze uit in een percentage van het totaal van de activeringen. Ze bevestigt de vaststellingen voor Figuur 91, namelijk de compensatie die tot in 2009 bijna uitsluitend gebeurde op de R2, het steeds groter wordende deel dat vanaf 2010 werd ingenomen door de activatie van de ID-bids en het effect van de deelname aan de IGCC. In 2014 deed deze deelname de delen van de activeringen van de ID-bids, van de gecontracteerde R3 en van de inter-TSO reserve in het totaal van de geactiveerde energie voor de compensatie van de kwartieronevenwichten in de Belgische regelzone sterk dalen. In 2015 is het relatieve aandeel van de deelnames aan de IGCC gedaald en voornamelijk gecompenseerd door een stijging van het relatieve aandeel van de activeringen van de R2 en, in mindere mate, van de ID bids.
Niet-vertrouwelijk
151/171
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0% 2007
2008
2009
R2
2010
ID bids
R3 prod
2011
R3 DP
2012
R3 ICH
Inter-TSO
2013
2014
2015
IGCC
Figuur 92: Activering van de bronnen van de onevenwichtscompensatie in de periode 2007-2015 (MWh) met inbegrip van de deelname aan de IGCC Bronnen: CREG en Elia
Er wordt maximaal 140 MW op- en afregelvermogen gecontracteerd als secundaire reserve. Figuur 93 geeft een beeld van de evolutie van het gebruik van het maximale op- en afregelvermogen van R2. Deze figuur geeft per jaar het aantal kwartieren dat de R2 boven 140 MW moest bijregelen, opgesplitst volgens op- en afregelen. Hieruit blijkt dat dit aantal kwartieren relatief laag blijft in 2007-2008 en in 2009 scherp stijgt tot boven 2.000, zowel voor het op- als het afregelen. Daarna valt dit vervolgens terug en is er sprake van een divergerende trend: het aantal kwartieren stijgt wat betreft het afregelen tot een maximum van bijna 3.000 kwartieren in 2012 (8,3% van de tijd), terwijl het aantal kwartieren maximaal opregelen in 2012 daalt tot ongeveer 1.000. In 2013 wordt een aanzienlijke afname waargenomen, zowel voor het aantal opregelende kwartieren, dat in één jaar daalt van 1.050 tot 650 (ongeveer -38%), als voor het aantal afregelende kwartieren, dat in één jaar daalt van 2.950 tot 1.050 (ongeveer -65%). 2014 bevestigt deze trend voor de afregeling, terwijl het aantal opregelende kwartieren een sterke stijging optekent (ongeveer 80%) om vrijwel een evenwicht te bereiken met het aantal afregelende kwartieren. Het aantal kwartieren waarbij de secundaire reserve verzadigd is, blijft in het algemeen echter zwak. Deze trend vloeit voort uit de algemene afname van het volume van de geactiveerde reserves en in het bijzonder uit het relatieve aandeel van de IDbids tussen 2012 en 2014 (zie Figuur 90 et Tabel 30). In 2015 is het totaal aantal kwartieren, voor alle richtingen samen, aanzienlijk gedaald van 2142 in 2014 tot 1252 in 2015, het laagste niveau tijdens de periode 2007-2015. Het aantal kwartieren waarin de R2 verzadigd was, bleef
Niet-vertrouwelijk
152/171
hoger voor de opwaartse (711) dan voor de neerwaartse regelingen (558). Hieruit blijkt dat de secundaire reserve gedurende 4% van de tijd verzadigd is wat betreft het afregelen. 5.000
4.500
4.000
3.500
(Nb. 1/4 hr)
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0 2007
2008
2009
2010 R2 < -140 MW
2011
2012
2013
2014
2015
R2 > 140 MW
Figuur 93: Aantal kwartieren tijdens dewelke R2 meer dan 140 MW aan regelvermogen levert (af- en opregel) voor de periode 2007-2015 Bronnen: CREG en Elia
Het gebruik van de inter-TSO reserves voor de afregeling is sterk gedaald in 2013 ten opzichte van 2012, na een sterke stijging tussen 2010 en 2012. In 2014 werd voor de regeling van het evenwicht geen inter-TSO-reserve geactiveerd en in 2015 was er een neerwaartse activering van 250 MWh. De wijziging van het onevenwichtstarief in juni 2012 kan deze lichte daling verklaren. Deze wijziging heeft het tarief van de positieve onevenwichten op -100 €/MWh gezet in geval er een overschot is dat enkel kan worden weggewerkt door een beroep te doen op de inter-TSO-reserves. Hoewel het aandeel van de contractuele R3 en inter-TSO verwaarloosbaar blijft wat betreft het geactiveerde regelvolume zijn deze drie middelen erg belangrijk om extreme situaties te beheersen. De CREG is van mening dat, wat betreft demand response, er waarschijnlijk nog een groot potentieel is in de Elia-regelzone. Tabel 31 geeft een aantal statistieken wat betreft de activatie van de ICH gedurende de laatste negen jaar. Deze statistieken gaan over afschakelgebeurtenissen op dagbasis. Tijdens eenzelfde gebeurtenis kunnen meerdere klanten tegelijk worden afgeschakeld, maar deze gebeurtenis telt in de tabel dan toch als één afschakelgebeurtenis.
Niet-vertrouwelijk
153/171
Aantal onderbrekingen 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
0 2 3 9 4 2 3 1 2
Volume (MWh)
Total aantal onderbroken uren
0 448 1.439 4.752 1.884 564 572 1.163 1.070
0 6 16 42 11 4 3 5 5
Gemiddeld Gemiddeld aantal uren onderbroken per volume onderbreking (MWh) 0,0 0 3,1 72 5,2 92 4,7 113 2,7 176 2,1 135 1,0 200 4,5 258 2,3 238
Tabel 31: Statistieken betreffende de activatie van onderbreekbare klanten voor de periode 2007-2015 Bronnen: CREG en Elia
Uit deze statistieken blijkt dat het afschakelen, met uitzondering van 2010, uitzonderlijk is. Ook het afgeschakelde volume per gebeurtenis en het gemiddeld aantal uren per afschakelgebeurtenis is beperkt. Noteer wel dat de CREG Elia heeft verzocht om elk afschakelcontract minstens een keer per jaar te activeren, zodanig dat bij de leveranciers van deze dienst de knowhow ter zake behouden blijft. Het feit dat de ICH-contracten in het algemeen relatief weinig gebruikt worden, is het logische gevolg van de structuur van de contracten aangezien deze slechts een beperkt aantal activaties per jaar toelaten. Men dient er ook rekening mee te houden dat deze reserves gecontracteerd worden om ingeschakeld te worden bij uitval van grote eenheden of bij grote structurele onevenwichten.
Niet-vertrouwelijk
154/171
VII. Conclusies In 2014 werd de dalende trend van het aantal draaiuren van de gascentrales doorbroken. Deze trend werd in 2015 voortgezet: de productie per STEG steeg met bijna 40% ten opzichte van 2014, wat wijst op een betere winstgevendheid. Het is ook deels te verklaren doordat er op het einde van 2015 in totaal drie gascentrales in de strategische reserves opgenomen zijn, waardoor er nog acht grote centrales in de markt blijven. In 2015 was zowel de totale als de maximale elektriciteitsafname nagenoeg dezelfde als in 2014. De totale elektriciteitsafname van 77,2TWh ligt fors onder haar piek van 88,6 TWh in 2007. De CREG stelt dat bij het inschatten van het toekomstig verbruik rekening zal moeten gehouden worden met de mogelijkheid van een dalend of op zijn minst stagnerend elektriciteitsverbruik in België. De offshore en onshore windmolens hebben in 2015 elk ongeveer 2,5 TWh geproduceerd. In de wintermaanden is de productie duidelijk hoger dan in de zomermaanden. Dit is voor de zonnepanelen, die 2015 3 TWh produceerden, uiteraard net omgekeerd. Deze twee hernieuwbare productievormen lijken elkaar dus, althans op maandbasis en voor de relatief korte beschouwde periode, in zekere mate te compenseren. In de maanden september en oktober kende België hoge prijzen op de day-ahead markt doordat loop flows de invoermogelijkheden voor België beperkten, met prijspieken op 22 september en 16 oktober 2015. Het zijn vooral deze hoge prijzen tijdens september en oktober dat het relatief grote prijsverschil op jaarbasis met de buurlanden verklaart. Ook de volatitiliteit van de day ahead prijs is terug wat gestegen, echter nog ver onder de niveaus van 2007 en 2008. De prijsgevoelgheid op de day-ahead markt was dan weer het grootst in 2015. Echter, met de terugkeer van de nucleaire capaciteit en het installeren van een vierde PST in Zandvliet verwacht de CREG dat de de prijsgevoeligheid terug op haar normaal niveau zal blijven in de toekomst. Na de aankondiging half november van de heropening van de nucleaire centrales Doel 2 en Tihange 3 daalde de elektriciteitsprijzen op de forwardmarkten fors. Doordat de gasprijzen nog sterker daalden, is de winstgevendheid van de gascentrales ten opzichte van de voorbije jaren toch gestegen: een efficiënte gascentrale had eind 2015 nog steeds een positieve baseload year ahead clean spark spread.
Niet-vertrouwelijk
155/171
In 2015 werden op de dagmarkt congestierentes van bijna 108 miljoen euro gegenereerd. De invoer van flow-based market coupling in mei 2015 lijkt geen significante daling van deze rentes als resultaat op te leveren. Er zijn ook aanwijzingen dat met de invoering
van
de
flow-based
market
coupling
de
commerciële
intra-day
interconnectiecapaciteit structureel verminderd is. De reservevolumes die de netbeheerder moet gebruiken om het netevenwicht te behouden zijn voor het eerst sinds 2012 terug gestegen, zij het licht. Deze stijging is te verklaren door een lager volume dat via het IGCC-mechanisme kan uitgewisseld worden met het andere regelzones. De evenwichtsverantwoordelijken lijken nog steeds goed hun evenwicht te behouden in vergelijking met vorige periodes, ondanks het steeds hoger aandeel van intermittente productie. Er is echter wel een stijging van de volatiliteit van de onevenwichtsprijzen, waardoor de economische waarde van flexibiliteit gestegen is ten opzichte van 2014. De verwachting is dat deze trend zich voortzet de komende jaren.
Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas:
Andreas Tirez Directeur
Niet-vertrouwelijk
Marie-Pierre Fauconnier Voorzitster van het Directiecomité
156/171
WOORDENLIJST 3de energiepakket: dit begrip omvat: - twee richtlijnen betreffende de gas- en de elektriciteitsmarkten; - twee verordeningen betreffende de voorwaarden voor de toegang tot het aardgasnet en de voorwaarden voor de toegang tot het net voor de grensoverschrijdende elektriciteitsuitwisselingen; - de verordening tot oprichting van het ACER. Belpex CIM: Belpex Continuous Intraday Market Segment, een Marktsegment van de Belpex Spot Market waarop Instrumenten worden verhandeld via een doorlopend samenbrengen van Afnameorders en Leveringorders zonder Openingsveiling en waarvan de nominatie van de Contracten plaatsvindt via de regels betreffende de Interne Energieoverdracht Intraday van het ARP-contract. Belpex DAM: Belpex Day-Ahead Market Segment, een Marktsegment van de Belpex Spot Market waarop instrumenten waarvan de leveringsperiode één uur van de dag volgend op de Transactiedag betreft, worden verhandeld via een Veiling volgend op de Orderaccumulatiefase en waarvan de nominatie van de Contracten plaatsvindt via de regels betreffende de Interne Energieoverdracht Day-Ahead van het ARP-contract. “Belpex Spot Market”: een volledig elektronische markt voor de anonieme verhandeling van elektriciteitsblokken georganiseerd en beheerd door Belpex in overeenstemming met het Koninklijk Besluit en geregeld door het Marktreglement. De Belpex Spot Market bestaat uit de Marktsegmenten Belpex DAM en Belpex CIM. De belasting van het Elia-net is gebaseerd op de injecties van elektrische energie in het Elia-net. Ze omvat de netproductie van de (lokale) centrales die injecteren op een spanning van minstens 30 kV en de in- en uitvoerbalans. Productie-installaties die zijn aangesloten op een spanning lager dan 30 kV worden alleen meegeteld als er een netto-injectie op het Elia-net wordt gemeten. De energie die nodig is voor het oppompen van water in de opslagreservoirs van de pompcentrales, die op het Elia-net aangesloten zijn, wordt in mindering gebracht. De injecties (…) van de decentrale productie die op een spanning lager dan 30 kV in de distributienetten injecteren, zijn niet in de belasting van het Elia-net inbegrepen. Het Elia-net omvat de netten met een spanning van minstens 30 kV in België plus het Sotel/Twinerg-net in het zuiden van het Groothertogdom Luxemburg. Deze indicator biedt een beeld van het belang van de Belgische markt. (bron: Elia) Het energieverbruik op een toegangspunt is de energie afgenomen door de belasting(en) aangesloten op dit toegangspunt. (bron: Elia) De equivalente temperatuur bekomt men door 60% van de gemiddelde temperatuur van dag D, op te tellen bij 30% van de temperatuur van de dag D-1 en dit nogmaals op te tellen met 10% van de temperatuur van dag D-2 (bron: http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-en-publicaties/graaddagen). Prijsmarktkoppeling. In een systeem van prijskoppeling levert elke deelnemende markt verschillende gegevens aan een gecoördineerd berekeningssysteem: de beschikbare transportcapaciteit aan elke grens voor elke richting en elke periode; de vraag- en aanbodcurves voor elke periode; de multi-uren “block orders” voorgelegd door de stakeholders op de markt. Op basis van deze informatie bepalen de beurzen via een berekeningsalgoritme, voor elke markt die deelneemt aan de koppeling, de prijs en de netto-positie voor elke periode. Sinds de invoering van de marktprijskoppeling verschillen de prijzen tussen de markten enkel als er onvoldoende beschikbare interconnectiecapaciteit is tussen twee markten. Een beperking aan een grens betekent dat de transportcapaciteit aan de grens is verzadigd, wat een congestierente met zich meebrengt. Marktkoppeling door middel van de volumes Deze koppeling werd verwezenlijkt tussen de CWE-regio (BE, DE, FR, NL, LU) en de Noordelijke regio (NO, SE, DK, FI, ES). In dit geval laten de beschikbare transportcapaciteiten aan elke grens voor elke richting en elke periode evenals de netto-uitvoercurves van elk land voor elke periode toe, met behulp van een berekeningsalgoritme van de onderneming EMCC, om de stromen op de interconnecties door de prijsgekoppelde zones te bepalen. Deze informatie wordt vervolgens door de beurzen in rekening gebracht om de prijzen op de verschillende markten te berekenen. De benuttingsgraad van een productie-eenheid is de effectief geproduceerde energie gedeeld door de energie die de centrale zou leveren indien ze gedurende elk uur van het jaar aan een maximaal vermogen zou produceren. Het ogenblikkelijk systeemonevenwicht (SI) wordt berekend door het verschil te nemen tussen de Area Control Error (ACE) en het nettoregelvolume (NRV). Het systeemonevenwicht (SI) wordt verkregen door de geactiveerde ondersteunende diensten (NRV), die Elia voor het beheer van het evenwicht van de zone inzet, te neutraliseren uit de ACE.
Niet-vertrouwelijk
157/171
De geïnjecteerde energie, op een toegangspunt voor een bepaalde periode, is gelijk aan de integraal van het geïnjecteerd vermogen op dit toegangspunt voor de periode. (bron: Elia) Vb.: de geïnjecteerde energie voor een belasting van 40 MW voor een gegeven kwartier, waarmee een productie geassocieerd is die 100 MW injecteert tijdens hetzelfde kwartier, bedraagt: 15 MWh = max (0, 100 MW – 40 MW) * 15 minuten. De afgenomen energie, op een toegangspunt voor een bepaalde periode, is gelijk aan de integraal van het afgenomen vermogen op dit toegangspunt voor de periode. (bron: Elia) Vb.: de afgenomen energie voor een belasting van 100 MW voor een gegeven kwartier, waarmee een lokale productie geassocieerd is die 40 MW injecteert tijdens hetzelfde kwartier, bedraagt: 15 MWh = max (0, 100 MW – 40 MW) * 15 minuten. ENTSO-E, het Europees net van beheerders van transmissienetten voor elektriciteit (European Network of Transmission System Operators), vertegenwoordigt 42 TNB's in 35 landen. EPEX SPOT is een beurs die de Europese spotmarkten voor elektriciteit in Frankrijk, Duitsland, Oostenrijk en Zwitserland beheert. IGCC “International Grid Control Cooperation” In het kader van de Grid Control Cooperation (hierna “GCC”) werken Duitse TNB’s nauw samen met elkaar. Deze samenwerking heeft als doel de levering en de activering van de automatische secundaire regeling te optimaliseren. Ze berust op de vaststelling dat de regelingen van de verschillende Duitse regelzones vaak in tegengestelde richtingen handelen. Ze tracht tussen deze regelzones de inzet van reserves die in tegengestelde richting handelen, te balanceren, op voorwaarde dat de energiestromen die eruit voortvloeien de toegang tot het net niet belemmeren en de veiligheid van het net niet in gevaar brengen. De GCC bestaat uit vier modules: - Module 1: Vermindering van het in tegengestelde richting inzetten van reserve; - Module 2: Onderlinge steun in geval van een tekort aan secundaire reserve; - Module 3: Technische coördinatie op het vlak van prekwalificatie van een eenheid; - Module 4: Gemeenschappelijke oproeplijst voor de Duitse regelzones. Er werd besloten om de mogelijkheid te laten aan andere regelzones om deel te nemen aan module 1. Dit is gekend als IGCC. België neemt sinds oktober 2012 deel aan de IGCC. Loop flows zijn de verschillen tussen de fysische stromen gemeten aan de interconnecties en de verwachte stromen op basis van de totale nominaties voor deze interconnecties. Month-ahead is de Endex Power BE Month en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van month-ahead contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in de daaropvolgende maand), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/. Nominatie: Een geheel van prognosegegevens met betrekking tot een toegangspunt van het net. Op basis van deze gegevens kunnen de kenmerken voor een gegeven dag D worden gedefinieerd en in het bijzonder de hoeveelheid te injecteren of af te nemen actief vermogen per kwartier. De ARP dient deze nominaties in bij Elia. Het merendeel van de nominaties wordt op D-1 bezorgd voor de exploitatie van het net op dag D. (bron: Elia) NRV (Net Regulation Volume), of het ogenblikkelijke nettoregelvolume dat wordt berekend door voor elk ogenblik het verschil te nemen tussen de som van de volumes van alle opregelacties en de som van de volumes van alle afregelacties, met inbegrip van de uitwisselingen door middel van het International Grid Control Cooperation gevraagd door Elia in het kader van het behoud van het evenwicht in de regelzone. Een positieve waarde toont aan dat het gaat om een netto opregelsignaal. Calorische waarde: Er zijn twee soorten calorische waarden, met name: -
De calorische bovenwaarde (CBW) is de thermische energie die vrijkomt door verbranding van een kilogram brandstof. Deze energie omvat de voelbare warmte, maar ook de latente warmte van de verdamping van het water dat meestal door verbranding wordt geproduceerd. Deze energie kan volledig worden gerecupereerd indien de geproduceerde waterdamp wordt gecondenseerd, dit wil zeggen indien al het verdampte water zich uiteindelijk omzet in een vloeibare vorm.
-
de calorische onderwaarde (COW) is de thermische energie die vrijkomt door verbranding van een kilogram brandstof onder de vorm van voelbare warmte, met uitzondering van de verdampingsenergie (latente warmte) van het water aanwezig aan het einde van de reactie.
Niet-vertrouwelijk
158/171
Het verschil tussen beide calorische waarden is niet verwaarloosbaar. De verandering van toestand (tussen stoom bij 100 °C en water bij 100 °C) absorbeert of maakt een significante hoeveelheid warmte vrij. Om de temperatuur van een liter water met 1 °C te doen stijgen, is er 4,18 kJ nodig. Dit is de soortelijke warmte van het water (4,18 kJ/kg/°C). De verdampingsenergie is de energie die nodig is om een substantie bij zijn verdampingstemperatuur te doen verdampen. De verdampingsenergie van water bedraagt ongeveer 540 calorieën per gram, wat overeenkomt met 2250 J/g (deze energie hangt af van de temperatuur en de druk). Dit betekent dat, om een liter water op te warmen van 0°C naar 100°C (418 kJ), men vijf keer minder energie nodig heeft dan om een liter water op 100°C te doen verdampen (2250 kJ). Paradoxically rejected block orders (PRBs) zijn niet-convexe biedingen die, afgaand op de bekomen marktprijzen, aanvaard dienden te worden maar toch geweigerd zijn. Het geïnjecteerde vermogen, op een toegangspunt voor een gegeven kwartier, is het verschil, indien positief, tussen het geïnjecteerde vermogen door de productie(s) geassocieerd aan dit toegangspunt en het afgenomen vermogen door de belasting(en) die geassocieerd is (zijn) aan dit toegangspunt. In geval het hierboven vermelde verschil leidt tot een negatieve waarde, is het geïnjecteerde vermogen gelijk aan nul. (bron: Elia) Het afgenomen vermogen, op een toegangspunt voor een gegeven kwartier, is het verschil, indien positief, tussen het afgenomen vermogen door de belasting(en) aangesloten op dit toegangspunt en het geïnjecteerde vermogen door de productie(s) die geassocieerd is (zijn) aan dit toegangspunt. In geval het hierboven vermelde verschil leidt tot een negatieve waarde, is het afgenomen vermogen gelijk aan nul. (bron: Elia) Quarter-ahead is de Endex Power BE Month en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van quarter-ahead contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in het daaropvolgende trimester), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/. De secundaire reserve (R2) is een reserve die automatisch en doorlopend wordt geactiveerd, zowel op- als neerwaarts. Ze reageert snel (tussen 30 seconden en 15 minuten) en blijft geactiveerd zolang dit nodig is. Deze reserve regelt de courante onevenwichten en heeft als doel op continue wijze het evenwicht binnen de Eliaregelzone te herstellen en de frequentieschommelingen te regelen. De tertiaire reserve (R3) is een vermogensreserve die sommige producenten of industriëlen ter beschikking stellen van Elia. Deze reserve maakt het mogelijk een aanzienlijk of systematisch onevenwicht in de regelzone op te vangen, een grote frequentieschommeling te compenseren, belangrijke congestieproblemen op te lossen. Deze reserve wordt manueel gemobiliseerd. De marktresilientie verwijst naar de prijsgevoeligheid ten gevolge van een stijging van het aanbod of de vraag op de markt. Spread: verwijst naar het verschil tussen de marktprijs voor elektriciteit en de variabele kost ervan op korte termijn geschat op basis van de marktprijzen voor de brandstof, dit wil zeggen een benadering van de brutomarge op zeer korte termijn; indien de CO2 een bijkomende component van de variabele kost wordt, dan spreekt men van clean spread; indien de bepaling van de spread wordt berekend om te produceren aan de hand van: een steenkoolcentrale, dan spreekt men van de dark spread en, een gascentrale, dan spreekt men van de spark spread. De Elia-regelzone is de elektrische zone waarvoor Elia het globale evenwicht tussen de vraag en het aanbod van elektriciteit moet regelen. Daartoe beschikt Elia over verschillende middelen, onder meer de secundaire en tertiaire reserves alsook de akkoorden voor reserve die Elia heeft gesloten met de naburige netbeheerders. De regelzone van Elia beslaat België en een deel van het Groothertogdom Luxemburg (het net van Sotel). Use-It-Or-Sell-It-principe (UIOSI) is het principe in het kader waarvan niet-gebruikte capaciteit wordt overgedragen naar de dagmarkt. Year-ahead is de Endex Power BE Calendar en is het rekenkundige gemiddelde in €/MWh van de referentieprijzen zoals die aan het eind van de dag zijn vastgesteld ("end of day") van calendar contracten (contracten voor de fysische levering van elektriciteit op het Belgische hoogspanningsnet in het daaropvolgende kalenderjaar), zoals gepubliceerd op de website http://www.iceendex.com/.
Niet-vertrouwelijk
159/171
LIJST VAN AFKORTINGEN ACER
Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulatoren, sinds 3 maart 2011
APX
Amsterdam Power Exchange
APX-ENDEX
Nu de ICE – ENDEX Intercontinental Exchange index
ARP
Access Responsible Party, de partij verantwoordelijk voor de toegang die een ARP-contract heeft afgesloten met de TNB Elia
ATC
Available Transfer Capacity
BE
België
CACM
Capacity Allocation and Congestion Management (Capaciteitstoewijzing en congestiebeheer)
CASC
Capacity Allocating Service Company, een platform voor de toewijzing van veilingen van grensoverschrijdende transmissiecapaciteiten van de CWE-regio en de CSE-regio, het noorden van Zwitserland en een deel van Scandinavië (jao.eu)
CBW
Calorische bovenwaarde (zie ook woordenlijst)
CCGT
Combined Cycle Gas Turbine (STEG in het Nederlands)
CEE
Central East Europe: centraal-oost Europa
CEER
Raad van Europese energieregulatoren, opgericht in 2000
CIM
Continuous Intraday Market
COW
Calorische onderwaarde (zie ook woordenlijst)
CSE
Centraal-zuid Europa, omvat Duitsland, Oostenrijk, Frankrijk, Griekenland, Italië en Slovenië
CWE
Central West Europe: Centraal-west Europa, omvat Duitsland, België, Frankrijk, Luxemburg en Nederland, opgericht op 9 november 2010
DAM
Day-ahead market
DE
Duitsland
EEX
European Energy Exchange
ENTSO
Europees net van transportnetbeheerders
ERGEG
Groep van Europese regulatoren van de elektriciteit en het gas
EUPHEMIA
“Pan-European Hybrid Electricity market integration algorithm”, algoritme gekozen voor het PCRinitiatief
FANC
Federaal Agentschap voor Nucleaire Controle
FR
Frankrijk
FBMC
Flow-based market coupling
GME
Gestore Mercati Energetici, Spaanse marktbeheerder voor de elektriciteit en het gas
HEB - HEn
Hernieuwbare energiebronnen
Niet-vertrouwelijk
160/171
HHI
Herfindahl-Hirschman Index: Meting van de marktconcentratie
ICH
Afschakelbare klanten
ID-bids
incremental/decremental bids
IGCC
International Grid Control Cooperation
ITVC
Interim Tight Volume Coupling
JAO
Joint Allocation Office
KMI
Koninklijk Meteorologisch Instituut
M€
miljoen euro
MCR
Multi-Regional Coupling
NEMO
Nominated Electricity Market Operators
NL
Nederland
NTC
Net transfer capacity. Capacity = TTC (Total Transfer Capacity) – TRM (Transmission Reliability Margin).
NWE
North West Europe: Noordwest Europa, omvat Duitsland/Oostenrijk, de Benelux, Denemarken, Estland, Finland, Frankrijk, Groot-Brittannië, Letland, Litouwen, Noorwegen, Polen en Zweden.
OMIE
OMI-Polo Español S.A. Spaanse netbeheerder voor de elektriciteit en het gas
OTC
Over-the-counter of off-exchange
OTE
Tsjechische marktbeheerder voor de elektriciteit en het gas
PCR
Price Coupling of Regions, een initiatief van de zeven Europese beurzen teneinde een uniek algoritme te ontwikkelen om een unieke koppelingsprijs te berekenen in Europa en om de doeltreffendheid van de toewijzing van interconnectiecapaciteit op de grenzen op een day-ahead basis te verbeteren
SWE
South West Europe: Zuidwest Europa
STEG
SToom- En Gascentrale
TLC
Trilateral Market Coupling, dit wil zeggen de trilaterale koppeling van de Belgische (Belpex) de Franse (Powernext) en de Nederlandse (APX) elektriciteitsmarkten opgericht op 21 november 2006 met de TNB’s Tennet, Elia en RTE
TTC
Total Transfer Capacity
TRM
Transmission Reliability Margin
TNB
Transmissienetbeheerder
UIOSI
Use-It-Or-Sell-It
ZP
Zonnepanelen
Niet-vertrouwelijk
161/171
Eenheden: -
Niet-vertrouwelijk
GW kV mHz MW MWh TW W
Gigawatt, komt overeen met 1 miljard watts kilovolt millihertz, frequentie-eenheid Megawatt, komt overeen met 1 miljoen watts Megawattuur, komt overeen met 3,6 miljard megajoules Terawatt, komt overeen met duizend miljard watts Watt, meeteenheid voor het vermogen afgeleid van het internationaal eenheidssysteem die de elektrische omzettingsgraad meet
162/171
LIJST VAN VERMELDE WERKEN a) Advies (A) 051208-CDC-496 van de CREG van 8 december 2005 over het ontwerp van marktreglement, ingediend door de onderneming Belpex b) Studie (F)080117-CDC-742 van 17 januari 2008 over de Belpex Day Ahead Market en het gebruik van de capaciteit op de interconnecties met Frankrijk en Nederland in 2007 c) Studie (F)080515-CDC-768 van 15 mei 2008 over de federale bijdrage ter compensatie van de inkomstenderving van de gemeenten ingevolge de liberalisering van de elektriciteitsmarkt d) Studie (F)090223-CDC-827 van 23 februari 2009 over de Belpex Day Ahead Market Segment en Continuous Intraday Market Segment en het gebruik van de capaciteit op de interconnecties met Frankrijk en Nederland in 2008 e) Studie (F)100218-CDC-947 van 18 februari 2010 over de Belgische kortetermijnmarkt voor elektriciteit Belpex en het gebruik van de capaciteit op de interconnecties met Frankrijk en Nederland in 2009 f) Studie (F)110203-CDC-1036 van 3 februari 2011 van de CREG betreffende de analyse van het concept van de spreads g) Studie (F)110331-CDC-1050 van 31 maart 2011 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2010 h) Studie (F) 110428-CDC-1014 van 28 april 2011 van de CREG over het effect van de NorNed-kabel op de Day Ahead elektriciteitsprijzen in Nederland, Duitsland en België i) Studie (F)110908-CDC-1098 van 8 september 2011 over het vormingsmechanisme van de negatieve elektriciteitsprijzen in Duitsland j) Studie (F)111013-CDC-1113 van 13 oktober 2011 over de geïnstalleerde capaciteit voor de productie van elektriciteit in België in 2010 en de evolutie ervan k) Studie (F)111208-CDC-1129 van 8 december 2011 van de CREG over de relatie tussen de fysische en commerciële interconnectiecapaciteit op de Belgische elektriciteitsgrenzen l) RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 januari 2012, p.13 m) Studie (F)120531-CDC-1153 van 31 mei 2012 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2011 n) m. Studie (F)120801-CDC-1167 van 1 augustus 2012 van de CREG van de bevoorradingszekerheid van aardgas en elektriciteit bij de laagste temperaturen sinds de vrijmaking van de markten (februari 2012) o) Studie (F)130530-CDC-1247 van 30 mei 2013 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2012 p) Studie (F)140430-CDC-1319 van 30 april 2014 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2013 q) Eindbeslissing (B)140605-CDC-1330 van 5 june 2014 over het voorstel van NV ELIA SYSTEM OPERATOR betreffende de werkingsregels van de strategische reserve r) Eindbeslissing (B)130926-CDC-1270 van 26 september 2014 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de “implementatie van de day-ahead marktkoppeling in de regio NWE (Noord-west Europa)” s) Belpex monthly report June 2014 t) CASC: communication: Outcome of the CWE FB MC Survey - Project answers to Market Participants’ concerns and questions u) “Summary Results – Elia Febeliec EnergyVille Demand Response Survey” – November 2014 v) Eindbeslissing (B)150423-CDC-1410 van 23 april 2015 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa) w) Studie (F)150604-CDC-1411 van 4 june 2015 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2014 x) Working paper (Z)151113-CDC-1476 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September 2015 y) Study (F)160324-CDC-1520 on the price spikes observed on the Belgian dayahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015
Niet-vertrouwelijk
163/171
LIJST VAN FIGUREN Figuur 1 : Evolutie van de prijzen voor elektriciteit (€/MWh), gas (€/MWh) en aardolie (€/baril) van 2007 tot 2015 ................................................................................................9 Figuur 2: Evolutie van het gemiddelde verbruik (blauw), de gecumuleerde capaciteit (geel) van de productie (oranje) en de netto-invoer (rood), de nucleaire productie (paars), de fysische invoerstromen (grijs - negatieve waarde) en de gemiddelde temperatuur (groen - rechteras) in 2015 .................................................................................15 Figuur 3:
Aandeel van Electrabel in het Belgisch kerncentralepark ...................................18
Figuur 4:
Maandelijkse totale genomineerde productie van de 7 centrales per jaar (TWh) 20
Figuur 5:
Aantal dagen niet-beschikbaarheid van de 7 kerncentrales per jaar ...................21
Figuur 6: Gemiddelde elektriciteitsproductie uit nucleaire centrales per dag doorheen 2015 (zwarte lijn) en (on)beschikbaarheid van nucleaire eenheden (rood / groen) ......22 Figuur 7:
Totale genomineerde energie in day-ahead van de STEG's in de regelzone van Elia, per maand, alsook een indicatie van het gemiddeld minimum volume dat moet worden genomineerd voor de secundaire reserves (blauwe lijn). .......................25
Figuur 8:
Spreidingen (spreads) tussen de elektriciteitsprijs en de geraamde productiekost van elektriciteit tussen 2009 en 2015 (doorlopende lijnen) en raming van de prijs per ton CO2 wanneer een gasproductie-eenheid elektriciteit produceert aan dezelfde kostprijs als een steenkooleenheid (onderbroken lijn). .........................26
Figuur 9:
Effectieve (tot 04/2016) en aangekondigde (vanaf 05/2016) buitenwerkingstellingen ......................................................................................27
Figuur 10: De elektrische energie die maandelijks wordt geproduceerd door de productieeenheden volgens het type van gebruikte brandstof tussen 2007 en 2015.........32 Figuur 11: Relatieve vergelijking van de in 2015 geproduceerde elektrische energie ten opzichte van de gemiddelde geproduceerde elektrische energie tussen 2007 en 2014 door de productie-eenheden per type gebruikte brandstof (%) ..................33 Figuur 12: Beschikbaarheid (%) van de elektriciteitsproductiecentrales per type brandstof van 2007 tot en met 2015 .........................................................................................36 Figuur 13: Beschikbaarheid van het vermogen van de kerncentrales (%), met onderscheid tussen de geplande niet-beschikbaarheden (planned unavailable) en de nietgeplande niet-beschikbaarheden (forced outages) van 2007 tot en met 2015 ....38 Figuur 14: Totale aantal onbeschikbaarheidsdagen van kerncentrales tussen 2012 en 2015 ...........................................................................................................................39 Figuur 15: Wie verbruikt de elektriciteit afkomstig van producenten en netto-invoer in 2015 41 Figuur 16: De monotonen van het elektriciteitsverbruik van 2007 tot 2015 in de regelzone van Elia .....................................................................................................................42 Figuur 17: Evolutie van het gemiddelde en maximale elektriciteitsvermogen (MW) in de regelzone van Elia en trendlijnen voor de periode 2007-2015 ............................44
Niet-vertrouwelijk
164/171
Figuur 18: Evolutie van de verbruiksniveaus gerangschikt binnen de Elia-zone (MW) voor 2007-2015 (voor het hoogste ¼ uur, uur 100, uur 200 en uur 400), alsook hun trendlijn ..............................................................................................................45 Figuur 19: Maandelijks gemiddeld verbruik in de regelzone van Elia tussen 2007 en 2015 .46 Figuur 20: Invloed van de equivalente dagtemperatuur (Teq, horizontale as, in °C) op het totale elektriciteitsverbruik (oranje) en de belasting van het Elia-net (blauw), opgesplitst in transmissie (geel) en distributie (groen) voor alle werkdagen van het jaar 2015 ............................................................................................................48 Figuur 21: Gemiddeld elektriciteitsverbruik per kwartier in de Elia-zone voor 2007 tot 2015 (MW) ..................................................................................................................49 Figuur 22: Jaarlijkse gemiddelde variabiliteit van het elektriciteitsverbruik voor één dag ("Av D-Stdev" – blauwe lijn), het verschil tussen twee opeenvolgende dagen ("StdDev of DvD-1" – rode lijn) en, op de rechteras, het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren ("Stdev of QtoQ" – groene lijn) (MW). De linkse en rechtse Y-assen beginnen respectievelijk bij 600 MW en 110 MW. ..............................................50 Figuur 23: Schatting van de gemiddelde, hoogste en laagste productie per kwartier door zonnepanelen geïnstalleerd (MW) tussen 2012 en 2015 ....................................51 Figuur 24: Evolutie van de maximale, gemiddelde en minimale maandelijkse productie om dertien uur ..........................................................................................................52 Figuur 25: Standaardafwijking per kwartier van het verbruik op het netwerk in de regelzone van Elia (MX) tussen 2007-2015. De Y-as begint bij 500 MW. ...........................53 Figuur 26: Standaardafwijking van het verschil van elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende kwartieren (MW). .......................................................................54 Figuur 27: Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshore en onshore windenergie aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en 2015. .............................................56 Figuur 28: Nettoproductie van elektriciteit van de onshore en offshore windturbines aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en 2015. .............................................57 Figuur 29: Gemiddeld vermogen (MW, linkerschaal) en netto jaarlijkse elektriciteitsproductie van onshore en offshore windturbines voor alle Belgische windparken van februari 2012 tot 2015 (TWh, rechterschaal). ..................................................................58 Figuur 30: Gemiddelde netto-uurproductie elektriciteit van onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (MWh).................................................58 Figuur 31: Gemiddelde maandelijkse verschillen tussen de werkelijke productie en de gemiddelde voorspellingen van elektriciteit van de onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (%) ..................................60 Figuur 32: Monotonen van de belasting van het net voor de eerste 100 uren in de Eliaregelzone, inclusief windenergie (stippellijnen) en exclusief windenergie (volle lijnen) voor de jaren 2012 (geel), 2013 (groen), 2014 (blauw) en 2015 (rood). ...61 Figuur 33: Benodigde capaciteit (linkeras) gedurende minstens 100 uren en gemiddelde benuttingsgraad (rechteras), exclusief en inclusief windenergie voor de jaren 2012 – 2015 ................................................................................................................62
Niet-vertrouwelijk
165/171
Figuur 34: Nieuwe aandeelhoudersstructuur van EPEX SPOT na de integratie van de APX Groep .................................................................................................................64 Figuur 35: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone ............................................66 Figuur 36: Maandelijkse gemiddelde dagmarktprijs op de vier beurzen van de CWE-regio voor de periode 2007-2015 ................................................................................67 Figuur 37: Maandelijkse gemiddelde commerciële uitwisselingen via de dagmarkt tussen de Belgische biedzone en de Nederlandse en Franse over de periode 2008-2015 .68 Figuur 38: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio .........................................................................................................70 Figuur 39: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Duitse biedzone en de CWEregio ...................................................................................................................71 Figuur 40: Evolutie van de Belpex DAM-prijzen uitgedrukt in nominale en, in reële waarde uitgedrukt hetzij aan het begin hetzij aan het einde van de periode. ...................72 Figuur 41: Minimum, gemiddelde, en maximale uurlijkse dagmarktprijzen per week in België, 2015 ...................................................................................................................73 Figuur 42: Volatiliteit van de Belpex dagmarktprijs volgens drie statistieken .......................74 Figuur 43: Gemiddelde verhandelde, aangekochte en verkochte volumes op de Belpex dagmarkt tussen 2007 en 2015 ..........................................................................76 Figuur 44: Waarde van de verhandelde contracten via de Belpex dagmarkt .......................77 Figuur 45: Evolutie van de absolute marktaandelen op de Belpex dagmarkt voor de aankoop van elektriciteit in 2007-2015 ..............................................................................78 Figuur 46: Evolutie van de absolute marktaandelen op de Belpex dagmarkt voor de verkoop van elektriciteit in 2007-2015 ..............................................................................78 Figuur 47: Gemiddelde resiliëntie van de Belpex dagmarkt voor de jaren 2007 tot 2015 .....80 Figuur 48: Gemiddelde absolute dagmarktresiliëntie op de Belpex beurs wanneer 500 MWh/h extra aangekocht of verkocht wordt, per maand .................................................81 Figuur 49: Aangeboden volume per type bieding resulterend in de aankoop van elektriciteit, per jaar, 2007 – 2015 .........................................................................................82 Figuur 50: Gebruik van het type biedingen resulterend in de verkoop van elektriciteit, per jaar, 2007 – 2015 .......................................................................................................82 Figuur 51: Aantal paradoxaal geweigerde block orders (balk) en aandeel ten opzichte van het totaal ingediende aantal block orders (lijn), per jaar over de periode 2010-2015 84 Figuur 52: Aangeboden volume via biedingen van het type limit order, met de intentie aan te kopen, per maand, 2007 – 2015. ........................................................................86 Figuur 53: Aangeboden volume via biedingen van het type normal block order, met de intentie aan te kopen, per maand, 2007 – 2015 ..............................................................86
Niet-vertrouwelijk
166/171
Figuur 54: Aangeboden volume via biedingen van het type limit order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 ....................................................................86 Figuur 55: Aangeboden volume via biedingen van het type normal block order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 ................................................................86 Figuur 56: Aangeboden volume via biedingen van het type exclusive order, met de intentie te verkopen, per maand, 2007 – 2015 ....................................................................87 Figuur 57: Gemiddelde beschikbare ATC in intraday in functie van de gemiddelde day-ahead ATC en toegewezen commerciële uitwisselingen op de dagmarkt tussen de Belgische en Franse biedzones .........................................................................89 Figuur 58: Gemiddelde beschikbare ATC in intraday in functie van de gemiddelde day-ahead ATC en toegewezen commerciële uitwisselingen op de dagmarkt tussen de Belgische en Nederlandse biedzones ................................................................89 Figuur 59: Gemiddelde maandprijzen per transactiemaand van de vier typecontracten tussen 2007 en 2015 .....................................................................................................91 Figuur 60: Gemiddelde maandprijzen per leveringsmaand van de vier typecontracten tussen 2007 en 2015 .....................................................................................................92 Figuur 61: Gemiddelde maandprijzen per transactiemaand voor de year-ahead levering in België, Nederland, Frankrijk en Duitsland (€/MWh) tussen 2007 en 2015 ..........95 Figuur 62: Productiekost voor een baseload profiel voor het volgende kalenderjaar ...........98 Figuur 63: Clean Dark Spreak en Clean Spark Spread voor een baseload profiel voor het volgende kalenderjaar ........................................................................................98 Figuur 64: Fysische, commerciële en doorvoerstromen op de grenzen van de Belgische regelzone in 2015.............................................................................................101 Figuur 65: Maandelijks gemiddelde van de totale commerciële interconnectiecapaciteit beschikbaar op de grenzen van België met Nederland en Frankrijk (in MW). ...105 Figuur 66: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van Frankrijk naar België tussen 2007 en 2015 .............................................................................109 Figuur 67: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van België naar Frankrijk tussen 2007 en 2015 .........................................................................110 Figuur 68: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van Nederland naar België tussen 2007 en 2015 .............................................................................112 Figuur 69: Veilingresultaten van maandcapaciteit op de interconnectie van België naar Nederland tussen 2007 en 2015 ......................................................................113 Figuur 70: Netto fysische stromen op de grens België-Frankrijk (in MWh/h) .....................114 Figuur 71: Netto fysische stromen op de grens België-Nederland (in MWh/h) ...................115 Figuur 72: Netto fysische uitvoer- en invoerstromen voor België (in MWh/h) .....................116
Niet-vertrouwelijk
167/171
Figuur 73: Fysische invoerstromen (MW) op de interconnectie met Frankrijk (verticale as) en met Nederland (horizontale as) in 2015 ............................................................117 Figuur 74: Gebruik van interconnectiecapaciteit op de grens België-Frankrijk, in beide richtingen (in MWh/uur) ....................................................................................119 Figuur 75: Gebruik van interconnectiecapaciteit op de grens België-Nederland, in beide richtingen (in MWh/uur) ....................................................................................121 Figuur 76: Gebruik van de interconnectiecapaciteit voor de invoer en de uitvoer (MWh/h) van 2007 tot 2014 ...................................................................................................124 Figuur 77: Gebruik van interconnectiecapaciteit voor de doorvoer (in MWh/uur) ...............126 Figuur 78: Gemiddelde uitwisseling van energie via de day-ahead markt in de CWE-regio (MWh/h) ...........................................................................................................128 Figuur 79: Aantal uren per maand dat er een prijsverschil is tussen twee aanliggende prijszones en dat de fysische stroom in reële tijd in tegengesteld richting stroomt van de verzadigde commerciële day-ahead stroom tussen 2007 en 2015........130 Figuur 80: Gemiddelde uitvoer in day-ahead op dagbasis tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, evenals hun trendlijn, opgedeeld volgens drie periodes: januari 2007 – december 2011 (rood), januari 2012 – december 2013 (groen), januari 2014 – december 2015 (blauw). De zwarte stippellijn geeft de gemiddelde waarden per schijf van 500 MW van nucleaire capaciteit. De volle zwarte lijn geeft de trendlijn doorheen alle waarnemingen van januari 2007 tot en met december 2015 (deze punten worden niet expliciet getoond op de figuur). Beide assen worden uitgedrukt in MWh/h...................................132 Figuur 81: Gemiddelde commerciële invoercapaciteit op dagbasis tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, opgedeeld in 2014 (blauw) en 2015 (rood) evenals hun trendlijnen, uitgedrukt in MWh/h .........................................134 Figuur 82: Gemiddelde nominatie in day-ahead op dagbasis van de STEG’s tegenover de gemiddelde genomineerde nucleaire productiecapaciteit, evenals hun trendlijn, opgedeeld volgens drie periodes: januari 2007 – mei 2012 (oranje), juni 2012-juni 2013 (rood), het jaar 2013 (groen) en het jaar 2014 (zwart). Beide assen worden uitgedrukt in MWh/h. ........................................................................................134 Figuur 83: Jaarlijkse congestierentes op dagbasis voor de vier interconnecties (miljoen euro) .........................................................................................................................137 Figuur 84: Jaarlijkse gemiddelde onevenwichtstarieven, voor een negatief (“Neg. Imbalance Tariff”) en een positief onevenwicht (“Pos. Imbalance Tariff”), voor de periode 2007-2015 in de Elia-regelzone, evenals de gemiddelde prijs op de Belpex DAM (€/MWh) ...........................................................................................................139 Figuur 85: Jaarlijkse standaardafwijking van het tarief voor de negatieve (“Neg. imbal. Tariff”) en positieve onevenwichten (“Pos. imbal. Tariff’) in de Elia-regelzone, evenals de prijs van de day-ahead markt van Belpex (“Belpex DAM price”) voor de periode 2007-2015. .......................................................................................................141 Figuur 86: Gemiddeld jaarlijks nettoregelvermogen dat de netbeheerder aanwendt om zijn regelzone in evenwicht te houden (in MWh/h), gemeten volgens het gemiddelde nettoregelvermogen (“NRV”), het nettoregelvermogen wanneer dit positief is Niet-vertrouwelijk
168/171
(“NRV > 0”) en wanneer dit negatief is (“NRV < 0”) en het gemiddelde van de absolute waarde van het nettoregelvermogen (“abs(NRV)”). ............................144 Figuur 87: Voor een positief onevenwicht, aantal kwartieren per maand met een tarief voor een negatief onevenwicht en aantal kwartieren per maand met een onevenwichtstarief < -100 €/MWh voor de periode 2012-2015 .........................145 Figuur 88: Dagprofiel van het aantal kwartieren waarin de onevenwichtsprijs voor een positief onevenwicht lager is dan of gelijk is aan -100 €/MWh in 2013, 2014 en 2015. .146 Figuur 89: Gesorteerde curves van de 75 grootste op- en afregelvermogens op dagbasis voor de periode 2007-2015 ......................................................................................147 Figuur 90: Bronnen van de onevenwichtscompensatie (NRV) in de periode 2007-2015 (MWh) .........................................................................................................................150 Figuur 91: Activering van de bronnen van de onevenwichtscompensatie in de periode 20072015 (MWh) met inbegrip van de deelname aan de IGCC ...............................151 Figuur 92: Activering van de bronnen van de onevenwichtscompensatie in de periode 20072015 (MWh) met inbegrip van de deelname aan de IGCC ...............................152 Figuur 93: Aantal kwartieren tijdens dewelke R2 meer dan 140 MW aan regelvermogen levert (af- en opregel) voor de periode 2007-2015 .....................................................153
Niet-vertrouwelijk
169/171
LIJST VAN TABELLEN Tabel 1: Energiebalans van het Elia-net van 2007 tot 2015 (GWh) ......................................11 Tabel 2:
Verdeling van het maximaal vermogen van de kerncentrales onder hun eigenaars (Electrabel en EDF) en/of de begunstigden van trekkingsrechten waaronder E.ON op 31 december 2015 ........................................................................................17
Tabel 3:
De 8 grootste STEG-centrales (+/- 400 MW) van de regelzone van Elia, zonder de drie centrales in de strategische reserve ............................................................24
Tabel 4:
Gemiddelde genomineerde productie van de STEG’s in de Elia-Zone ...............28
Tabel 5: Marktaandeel van de productiecapaciteit per brandstoftype ...................................30 Tabel 6: Marktaandelen van de geproduceerde energie per type brandstof .........................31 Tabel 7:
Marktaandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de productiecapaciteit van elektriciteit .....................................................................33
Tabel 8:
Aandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de geproduceerde energie ...............................................................................................................34
Tabel 9:
Het relatieve aandeel (%) van de geproduceerde energie (E) ten opzichte van de theoretische maximumproductie (PmaxT) en de beschikbare maximumproductie (PmaxA) .............................................................................................................37
Tabel 10: Verbruik (TWh) en gevraagd vermogen (MW) van 2007 en 2015 .......................43 Tabel 11: Elektriciteitsproductie op basis van zonne-energie 2011-2015 ..............................52 Tabel 12: Overzicht van het nominaal vermogen van de bestaande en in aanbouw zijnde offshore windparken in 2015 ..............................................................................55 Tabel 13: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone ............................................66 Tabel 14: Volledige prijsconvergentie (<0,01 €/MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio .........................................................................................................69 Tabel 15: Aandeel tariefschijf tussen 2007 en 2015, per jaar .............................................74 Tabel 16: Verhandelde volumes en grensoverschrijdende uitwisselingen op de Belpex dagmarkt in TWh, alsook relatief aandeel van het verhandelde volume in functie van de afname gemeten door Elia ......................................................................75 Tabel 17: Verhandelde volumes en prijzen voor de intraday markt tussen 2007 en 2015 ..88 Tabel 18: Correlatie tussen de day-ahead, de month-ahead, de quarter-ahead en de yearahead contracten tussen 2007 en 2015 .............................................................91 Tabel 19: Correlatie tussen de day-ahead, de month-ahead, de quarter-ahead en de yearahead contracten tussen 2012 en 2015 .............................................................92 Tabel 20: Gemiddelde jaarlijkse prijs voor de levering voor vier typecontracten tussen 2007 en 2015. .............................................................................................................93
Niet-vertrouwelijk
170/171
Tabel 21: Gemiddelde jaarlijkse prijzen van de year-ahead transacties voor België, Nederland, Frankrijk en Duitsland en het relatief prijsverschil ten opzichte van België .................................................................................................................95 Tabel 22: Gemiddelde beschikbare commerciële invoercapaciteit (MW)..........................103 Tabel 23: Jaarlijkse capaciteit die werd geveild (“cap” in MW), de betaalde eenheidsprijs (€/MWh) en de opbrengsten uit de veilingen (miljoen euro) ..............................107 Tabel 24: Beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit en nominaties op de grens België-Frankrijk tussen 2007 en 2014 ..............................................................120 Tabel 25: Beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit en nominaties op de grens België-Nederland tussen 2007 en 2014 ...........................................................122 Tabel 26: Netto commerciële uitvoer (+) per grens tussen 2007 en 2015 (MW) ...............123 Tabel 27: Totale (TWh) en gemiddelde (MWh/h) commerciële nominaties op de grenzen van de Elia-regelzone tussen 2007 en 2014 ...........................................................125 Tabel 28: Gemiddelde commerciële doorvoer tussen Frankrijk en Nederland, via België, tussen 2007 en 2014 (MW) en gemiddeld jaarlijks prijsverschil (€/MWh) .........127 Tabel 29: Gemiddelde netto-uitwisseling van energie via de day-ahead markt in de CWEregio (TWh) ......................................................................................................129 Tabel 30: Bronnen van de onevenwichtscompensatie (NRV) in de periode 2007-2015 (MWh) .........................................................................................................................150 Tabel 31: Statistieken betreffende de activatie van onderbreekbare klanten voor de periode 2007-2015 ........................................................................................................154
Niet-vertrouwelijk
171/171
