Een meesterzet bij de liberalisering van de elektriciteitsmarkt was het bestempelen van Nederland als één grote koperen plaat. Hoe iemand uit te leggen dat handel kan plaatsvinden in een product dat zo ongrijpbaar is als elektriciteit? De koperen plaat bracht uitkomst. Voor de financiële handel doen kabels, centrales en transformatoren er niet toe.
Tot voor kort was elektriciteit een commodity die naar willekeur ergens op de koperen plaat kon worden gezet en elders er weer af kan worden gehaald. Bij die fictie sloten locatie-onafhankelijke transporttarieven naadloos aan. Nog fraaier is de vrijstelling van transportkosten voor elektriciteit die in het transportnet wordt ingevoed. Producenten sluizen kosten toch door naar verbruikers, dus verdient het vanuit de optiek van marktontwikkeling de voorkeur om invoeding zo weinig mogelijk in de weg te leggen. De systematiek van transporttarieven bleek bestand tegen congestie veroorzaakt door een hausse aan WKK’s in het Westland en zelfs tegen het wegvallen van mega-stroomslurpers in Zeeland. Met (tijdelijke) maatregelen als congestiemanagement en marktrestricties kon het bouwwerk overeind worden gehouden. De energietransitie veroorzaakt echter nieuwe en grotere problemen, problemen die onder andere nopen tot een herziening van de manier waarop voor transport van elektriciteit wordt betaald.
Twintig jaar na de start van de liberalisering kan het transportnetwerk het aanbod niet langer bolwerken. Zelfs binnen een klein land als Nederland, kan elektriciteit niet onbeperkt op de ene plek op het net worden gezet en elders er weer vanaf worden gehaald. Dat is nooit mogelijk geweest, maar dankzij de centrale planning van voorheen, waren transportnet en productievermogen redelijk goed op elkaar afgestemd (vandaar de oude term koppelnet). Desondanks traden ook in de afgelopen jaren incidenteel tekorten aan transportcapaciteit op. In zulke gevallen werd het overschot binnen het congestiegebied afgekocht door netbeheerders en buiten het congestiegebied werden producenten betaald om meer te produceren. Bij niet structurele problemen is deze zogenaamde ‘counter trading‘ of ‘redispatch‘ goedkoper dan het uitbreiden van de transportcapaciteit. Dat verandert echter als het gaat om structurele tekorten. Counter trading kan dan een kostbare aangelegenheid worden. Er worden foutieve economische signalen afgegeven en de methode is bovendien kwetsbaar voor ‘gaming’.
De suggestie van Tennet & Gasunie om te zijner tijd P2G toe te passen in plaats van geld uit te geven aan ‘koper’, geeft aan dat er een koek is om te verdelen. Elektrolysers kosten immers ook veel geld en er gaat bovendien veel potentieel nuttige energie verloren bij de omzetting van elektriciteit in waterstof. Dat maakt ook de locatie van een P2G-installatie relevant. Tennet & Gasunie zullen een voorkeur hebben voor plaatsing op een netdeel met een overschot aan elektriciteitsproductie en voldoende ruimte voor transport van gas. Dat zal in veel gevallen niet de aangewezen plek zijn om de warmte die bij de productie van waterstof ontstaat, te kunnen invoeden in een warmtenet. Met andere woorden, los van de verstoring van de elektriciteitsmarkt door TSO’s die investeren in P2G, kan de locatiekeuze ook voor de energietransitie suboptimaal uitvallen. Hoe anders deze Gordiaanse knoop door te hakken dan door te proberen om werkelijke kosten zo goed mogelijk te laten reflecteren in de systematiek van transporttarieven? Als dat niet werkt, kan worden overwogen Nederland op te delen in regionale groothandelsmarkten zodat ook de commodityprijzen in overschotgebieden dalen. Het oosten van het land wordt dan minder aantrekkelijk voor producenten en juist aantrekkelijker voor verbruikers.
Trilemma van de elektriciteitsvoorziening
Het zal jaren duren voordat de tekorten aan transportcapaciteit, zoals veroorzaakt door de groei van zonneparken in het oosten van het land, zijn verholpen. Maar zonneparken en windparken op land voegen ook een nieuw element toe aan de problematiek, zijnde de lage benuttingsfactor. Terecht dat Tennet bij de presentatie van de 2018 jaarcijfers daar aandacht voor vraagt. In plaats van fors te investeren in excellente infrastructuur die nauwelijks gebruikt zal worden, wil Tennet inzetten op innovaties en verlaging va de transportzekerheid. Dat laatste kan veel geld besparen want netten die nauwelijks worden gebruikt hoeven dan niet langer dubbel te worden uitgevoerd. In het trilemma betaalbaarheid, betrouwbaarheid en duurzaamheid, ligt de nadruk momenteel dus te veel op betrouwbaarheid, waardoor betaalbaarheid en daarmee ook de duurzaamheid in gevaar komt.
Door slechts te streven naar goedkopere en daardoor iets minder betrouwbare transportverbindingen voor zonne- en windparken, blijft het principe van de koperen plaat echter intact. In Tennet’s en Gasunie’s gezamenlijke visie op de transportnetten in 2050, kan dat zelfs culmineren in power-to-gas-installaties (P2G) als integraal onderdeel van de geïntegreerde gas- en elektriciteitsnetten (zie ook het Trilemma-artikel van Paul Giesbertz). Dat is een ongewenste ontwikkeling waarmee mogelijk het kind met het badwater wordt weggegooid. Netbeheerders die investeren in productie verstoren de marktwerking en daarmee ook de gezonde concurrentie tussen diverse technologieën. Om dat te voorkomen moeten eerst de opties worden onderzocht om sturing te geven aan vraag- en aanbod binnen de spelregels van de vrije markt. Hoog op die lijst hoort een grondige herziening van het systeem van transporttarieven te staan en als dat onvoldoende soelaas biedt, kan een knooppuntenmethodiek, oftewel ‘nodal pricing’ worden overwogen.
Transportkosten voor producenten
Lange tijd was het ongewenst om elektriciteitsproducenten te laten betalen voor transport. Dat was niet alleen omdat centrales en het hoogspanningsnet in samenhang zijn ontwikkeld, maar vooral ook omdat producenten hun kosten toch aan de verbruikers doorberekenen. Belangrijker nog is dat een groot deel van de Nederlandse elektriciteitsbehoefte uit het buitenland kwam. Nederland was een premiemarkt en die premie zou verder zijn gestegen als binnenlandse producenten met hoge transportkosten zouden worden geconfronteerd. Derhalve zouden zulke transportkosten een concurrentievoordeel opleveren voor buitenlandse producenten dus import nog aantrekkelijker maken met inefficiëntie als gevolg.
Bijna twee decennia later is de situatie op de Europese elektriciteitsmarkt divers en complex geworden. Kostprijsverhoging in het binnenland betekent nog steeds dat import relatief aantrekkelijker wordt, maar als daar besparingen voor netbeheerders tegenover staan, kan dat opwegen tegen de nadelen. Bovendien hangt de aantrekkelijkheid van import of export tegenwoordig ook sterk af van zaken als de hoeveelheid wind en zon in Noordwest-Europa, scheurtjes in Belgische kerncentrales en prijzen voor emissierechten.
Om de weg voor een structurele oplossing vrij te maken, moet waarschijnlijk afscheid worden genomen van het concept van locatie-onafhankelijke en tijdsonafhankelijke transporttarieven. Daar wordt al mondjesmaat mee geëxperimenteerd, zoals lagere tarieven voor afschakelbare capaciteit in het Westland en de experimentenregeling voor lokale zelfvoorziening, maar dat betreft vooral sturing op afname uit het bestaande net. Voor de echte grote problemen die Tennet & Gasunie te zijner tijd met P2G te lijf willen gaan, biedt dat onvoldoende soelaas. Daarvoor is namelijk op zijn minst vereist dat ook producenten worden geconfronteerd met transportkosten. Kosten die er voor moeten zorgen dat er geen oneconomische investeringen door netbeheerders worden gepleegd in netten die niet of nauwelijks worden gebruikt. Dat houdt ook in dat het voorzienbare kosten moeten zijn, dus kosten waar producenten al tijdens de ontwikkeling van projecten rekening mee kunnen houden. Dynamische tarieven en afschakelbaar transport, ook voor producenten, netpunt-afhankelijke capaciteitskosten voor producenten, eventueel in combinatie met MWh-tarieven, et cetera. kunnen mogelijk sturing opleveren om de balans tussen betaalbaarheid, betrouwbaarheid en duurzaamheid gezond te houden.
Kooppunten als alternatief voor de koperen plaat
Idealiter is heel Europa een grote elektriciteitsmarkt maar fysieke beperkingen van de mogelijkheden om elektriciteit te transporteren, veroorzaken prijsverschillen tussen bepaalde gebieden. Door middel van veilingen en marktkoppelingen wordt getracht om de prijsverschillen zo klein mogelijk te houden en een efficiënte werking van de markt te garanderen. Het ligt voor de hand dat die prijszones vaak samenvallen met landsgrenzen maar grotere landen als Duitsland kennen meerdere biedzones.
Stuivertje wisselen?
De ontwikkeling van de gasmarkt bleef lang achter bij elektriciteit. De koperen plaat zorgde bij elektriciteit voor een glanzende start terwijl de gasmarkt aanhikte tegen diverse barrières, zoals een trajectenstelsel voor transport. In dat stelstel moesten shippers transportcapaciteit contrateren tussen knooppunten in het net van Gasunie. Marktconform balanceren liet tot 2011 op zich wachten en pas volgend jaar wordt, dankzij de EU netcode tarieven (NC-TAR), een postzegeltarief voor transport door het landelijke net ingevoerd. Toegegeven, van de relatief geringe verschillen tussen de honderden afzonderlijke tarieven voor entry- en exitpunten gaat weinig sturing uit. Toch is het enigszins ironisch als juist een nauwere samenwerking tussen Gasunie en Tennet de aanzet geeft om de transporttarievensystematiek voor elektriciteit te herzien.
Ook Nederland zou een opdeling kunnen overwegen ten behoeve van een goede balans tussen betaalbaarheid, berouwbaarheid en duurzaamheid. De knooppunten van Tennet’s hoogspanningsnet worden dan marktplaatsen waar elektriciteit inclusief transport wordt verhandeld. Schaarste aan transportcapaciteit uit zich dan in een lagere marktwaarde voor de lokale elektriciteit. Dat maakt de vestiging van zonneparken in zo’n gebied minder aantrekkelijk en stimuleert juist de vestiging van grootverbruikers. Dat kunnen P2G-installaties zijn maar dan wel op basis van commerciële beslissingen genomen door marktpartijen.
Afsluitend
Tennet en Gasunie schetsen in hun visiedocument een toekomstbeeld dat er voor de vrije markt somber uitziet. Door te zinspelen op mogelijke investeringen in grootschalige seizoensopslag gaan de TSO’s een stap verder dan de gebruikelijke pleidooien van netbeheerders om in (buurt)batterijen te mogen investeren. Met grootschalige seizoensopslag worden de TSO’s spelers van formaat op de elektriciteitsmarkt en kunnen ze concurrerende technieken uit de markt drukken. Om dat te voorkomen is het zaak elke mogelijkheid te verkennen om op marktconforme wijze de elektriciteitsvoorziening betaalbaar te houden. Een herziening van de systematiek van transportkosten ligt daarbij voor de hand.
Door ook producenten voor transport te laten betalen kan mogelijk worden bereikt dat beheerders van zonneparken gaan proberen om piekproductie die slechts enkele uren per jaar haalbaar is, onbenut te laten of op een alternatieve wijze te gelde te maken. Dat kan door de elektriciteit om te zetten in waterstof, maar ook zaken als accu’s, opslaan als warmte in een ecovat of doorleveren via een directe lijn aan buren komen dan in aanmerking. Door (toekomstige) capaciteitstarieven te koppelen aan (toekomstige) beschikbare capaciteit, kan mogelijk tevens locatiekeuze door projectontwikkelaars worden beïnvloed. Als dat onvoldoende soelaas biedt, kunnen verder strekkende maatregelen zoals nodal pricing worden overwogen.