Door de situatie op de gasmarkt gaat de discussie met name over de leveringszekerheid van gas. Zonder gas is er echter ook geen leveringszekerheid van elektriciteit. We hebben op dit moment in ons land een gas Bescherm- en herstelplan in werking bij een redelijk gediversifieerde elektriciteitsmix. Is dat voldoende om te voorkomen dat de gascrisis zich doorzet in een elektriciteitscrisis?
Eind juni heeft minister Jetten met het oog op de leveringszekerheid van gas het Gas Bescherm- en Herstelplan in werking gesteld. De eerste maatregelen zijn het opheffen van de beperking op de uitstoot van de kolencentrales (om zo via kolencentrales gasgestookte elektriciteitscentrales te kunnen ontlasten) en de oproep om gas te besparen. Dit laatste werd eind juli kracht bijgezet door het verzoek aan de lidstaten vanuit Brussel om het gasverbruik in de periode augustus tot en met maart met 15% te verlagen ten opzichte van het gemiddelde gasverbruik van de laatste vijf jaar; een verzoek waar ook gehoor aan is gegeven. Wat overigens daarbij helpt is dat ons land dit jaar tot nu al fors minder gas (>15%) verbruikt door de hoge prijzen en een zachte winter.
Half juli kwam Gasunie naar buiten met het bericht dat er voor Nederland deze winter geen probleem wordt verwacht met leveringszekerheid van gas, zelfs als we maximaal naar Duitsland zouden exporteren (en ook andere vrij optimistische uitgangspunten). Op dat bericht is de terechte kritiek gekomen dat leveringszekerheid in een wat ruimere interpretatie niet alleen een volume-, maar ook een prijscomponent heeft en dus niet los kan worden gezien van betaalbaarheid: het heeft niet zo veel zin als fysieke levering is veiliggesteld als deze onbetaalbaar blijkt te zijn.
Daarnaast is er nog een ander punt, namelijk dat de leveringszekerheid van gas niet los kan worden gezien van die van elektriciteit. Kan een gascrisis leiden tot een elektriciteitscrisis? Veelbetekenend is dat vorige week de Duitse minister van Financiën Christian Lindner zijn collega van Economische Zaken en Klimaat Robert Habeck opriep om te stoppen met het leveren van aardgas aan elektriciteitscentrales. Iets waar deze laatste vooralsnog weinig heil in ziet vanwege het risico van black-outs van gascentrales. Maar hoe zit het met die gas-elektriciteit verbinding in de Nederlandse context?
Gasprijs bepaalt elektriciteitsprijs
Om deze vraag te beantwoorden is het van belang te beseffen dat de termijncontracten die verhandeld worden op de Nederlandse elektriciteitsmarkt als onderliggende waarde de dagprijs hebben van de ‘day ahead hourly auction’. Als we kijken naar de zogenaamde merit order voor de Nederlandse elektriciteitsmarkt (zie onderstaande figuur) blijkt dat de prijsvorming van elektriciteit in ons land voor het grootste deel van de dag nog altijd afhankelijk van de kosten van gascentrales en daarmee van de kosten van aardgas. Doordat ons land qua elektriciteitsvoorziening, ondanks de grotere inzet van kolen, sterk afhankelijk blijft van gasgestookte elektriciteitscentrales om aan de vraag te kunnen voldoen, wordt onze elektriciteitsprijs de komende winter voor vele uren bepaald door de marginale kosten van een gascentrale: de hoge gasprijs betekent dus ook een zeer hoge prijs voor elektriciteit.
Maar zal er de komende winter naast genoeg gas ook genoeg elektriciteit beschikbaar zijn? Het lijkt waarschijnlijk dat het Gas Bescherm- en Herstelplan er uiteindelijk voor zorgt dat er komende winter genoeg gas is voor de cruciale gasgestookte elektriciteitscentrales. Doordat de beperking op de kolencentrales is opgeheven mogen deze voluit draaien gedurende kwartaal 4 van dit jaar, hetgeen de gascentrales voldoende lijkt te ontlasten. Maar is dat voldoende?
Winter 2022/2023: beschikbaarheid van elektriciteitscentrales
Om te bepalen of er de komende winter genoeg elektriciteit beschikbaar zal zijn, is het goed te beseffen dat de beschikbaarheid van de Nederlandse elektriciteitscentrales de afgelopen maanden bijzonder hoog is geweest. Gepland onderhoud is uitgevoerd zonder veel vertragingen. Van de kolencentrales is alleen de Rotterdam 1 (730 MW) op dit moment niet beschikbaar (sinds de beslissing de eenheid niet uit bedrijf te nemen eerder dit jaar). De geplande terugkomst is echter al op 1 september, ruimschoots voor aanvang van de winter.
Voor de gascentrales lijken er beperkte kansen op noemenswaardige incidenten voor de grotere eenheden (>100 MW). De beschikbaarheid voor de komende winter lijkt goed: pas vanaf januari gaan er enkele gascentrales voor (groot)onderhoud. Ook de kolencentrales en kerncentrale zouden allen de hele winter beschikbaar moeten zijn. Dit beeld is dus gunstig (zie onderstaande figuur), zeker als men bedenkt dat de kleinere centrales <100MW in de figuur nog niet eens zijn meegenomen.
Dit beeld strookt met dat van de Monitoring leveringszekerheid van Tennet. Volgens dit rapport ligt het totaal opgestelde thermisch vermogen de komende winter rond de 23 GW. Op dit moment is de verwachte beschikbaarheid, als gezegd, hoog. Als we uitgaan van 91% beschikbaarheid komt het beschikbare vermogen neer op 21 GW. Bij een piekvraag (hoogste vraag gedurende de winter) van 19-20 GW kan Nederland ruimschoots aan de nationale vraag voldoen. Wind en zon worden daarbij niet meegenomen, omdat we voor de bepaling van de piekvraag uitgaan van een avond in de winter met weinig wind.
Winter 2022/2023: uitwisseling omringende landen
Maar Nederland is energetisch gezien geen eiland. Ons land is goed verbonden met omringende landen via verbindingen met Duitsland en België en zeekabels met het Verenigd Koninkrijk (1.000 MW), Noorwegen (700 MW) en Denemarken (700 MW). Dit betekent dat elektriciteit ons land makkelijk binnenkomt, maar ook makkelijk kan verlaten: kansen voor de leveringszekerheid, maar ook risico’s. Vooral als de leveringszekerheid situatie in de omringende landen ongunstiger is. Dat laatste zou voor wat betreft elektriciteit wel eens het geval kunnen zijn. Na jarenlang een netto importeur te zijn geweest, is Nederland een netto exporteur geworden.
Voor de komende winter heeft Frankrijk een mogelijk leveringszekerheid probleem voor elektriciteit. De beschikbaarheid van de kerncentrales is historisch laag vanwege corrosie problemen bij meerdere kerncentrales. Daarnaast is de waterbalans zeer negatief, wat resulteert in minder opwek met waterkracht (en op dit moment problemen met koelwater). Frankrijk is hierdoor nu al netto importeur van elektriciteit en dit zal zo blijven komende winter, met MWh-prijzen voor zowel kwartaal 4 als kwartaal 1 boven de €900. Dit heeft weer grote gevolgen voor de prijzen in de andere Noordwest Europese landen.
België heeft een hoge grenscapaciteit met Frankrijk. Komende winter importeert België met name elektriciteit uit Nederland en exporteert dan weer elektriciteit naar Frankrijk. Daar komt bij dat kerncentrale Doel 3 (1 GW) in oktober dit jaar wordt gesloten (onderdeel van uitfasering Belgische kerncentrales).
Duitsland sluit in principe eind dit jaar de drie laatste kerncentrales. Daarnaast is het de vraag of alle kolencentrales die mogen blijven draaien de komende winter in productie terug zullen komen. Frankrijk importeert ook veel elektriciteit uit Duitsland en hierdoor is er op dagen met weinig wind weinig reservecapaciteit. De krappe uren vallen veelal samen met krappe uren in Nederland in de avondpiek, net als overigens met die in Denemarken.
Noorwegen heeft er twee nieuwe relatief grote zeekabels bij: 1.400 MW met zowel het VK als Duitsland. Hierdoor fungeert Noorwegen als een doorgeefluik voor het VK, Nederland, Duitsland en Denemarken en daarnaast is dit een grotere belasting voor de waterbuffer. De NorNed-kabel komt binnenkort terug van een langdurige outage. Doordat die uitval de laatste jaren vaker voorkomt en de nieuwe interconnectoren kan Nederland niet meer volledig vertrouwen op de import van elektriciteit uit Noorwegen als het krap wordt in de regio.
Het Verenigd Koninkrijk beschikt over relatief veel LNG import capaciteit, waardoor de gasprijs er relatief laag ligt. Vanwege het prijsverschil voor gas tussen het VK en het Europese vasteland exporteert het VK momenteel nog elektriciteit naar het vasteland. Komende winter is dat prijsverschil echter naar verwachting verdwenen, zodat deze levering waarschijnlijk wegvalt. Bovendien exporteert het VK traditioneel veel elektriciteit naar Frankrijk (zeker na de komst van twee nieuwe interconnectoren). Op dagen met weinig wind is er weinig reservecapaciteit, zodat het VK elektriciteit zal willen importeren uit met name Nederland.
Winter 2022 / 2023: conclusie leveringszekerheid elektriciteit
Gezien de situatie in de omringende landen is de conclusie dat met name Duitsland, België en het VK gedurende periodes met weinig wind de komende winter vermoedelijk een stevig beroep zullen doen op elektriciteit leveranties door ‘surplusland’ Nederland. De traditionele elektriciteit exporteurs als Noorwegen en Denemarken zullen dit naar verwachting niet kunnen compenseren. De grootste uitdaging qua leveringszekerheid is daardoor voor ons land dat we -naast gas- ook genoeg betaalbare elektriciteit voor eigen gebruik overhouden.
Voor komende winter betekent dit dat de prijzen hoog zullen blijven. De netto exporten zullen ertoe leiden dat alle Nederlandse gasgestookte elektriciteitscentrales zullen draaien gedurende de avonduren met weinig wind. Nederland heeft jarenlang geprofiteerd van netto elektriciteit importen en kan deze winter wat terug doen voor met name Duitsland en Frankrijk. De betaalbaarheid na komende winter zal naast de Russische exporten voor een groot deel afhangen van het weer de komende periode voor de ontwikkeling van de gasprijs. Daarnaast de ontwikkeling van de beschikbaarheid van de kerncentrales in Frankrijk en als laatste de vraag of Nederland solidair blijft met de omringende landen voor wat betreft het exporteren van elektriciteit.
Roderick Timmer doet wetenschappelijk onderzoek naar leveringszekerheid elektriciteit richting 2030 en is manager energy desk Cross Options.