In hoeverre Nederland ‘solidair’ moet zijn met Zuid-Europa is in deze tijd van het Coronavirus regelmatig onderwerp van gesprek. Maar weinig mensen weten dat ‘solidariteit’ niets nieuws is in de elektriciteitsmarkt; in de gekoppelde elektriciteitsmarkt zijn de landen in Europa al vele jaren solidair met elkaar.
Dat leidt soms tot verrassende en onverwachte situaties, althans vanuit Nederlands perspectief. Zo treden bijvoorbeeld regelmatig grote prijsverschillen op tussen Nederland en Duitsland. Het ligt dan voor de hand dat de zware transportverbindingen tussen beide landen volop worden benut om goedkope Duitse stroom naar Nederland te halen. Dat zou de prijzen in Nederland fors onder druk moeten zetten, maar in de praktijk valt dat vaak tegen. De dagvooruitprijzen in Nederland vallen dan relatief hoog uit, terwijl een substantieel deel van de grensoverschrijdende transportcapaciteit onbenut blijft.
De onderbenutting van transportcapaciteit lijkt te duiden op falen van de markt -of, erger nog: manipulatie- maar daar is geen sprake van. Sterker nog, het is de uitkomst van een proces gericht op welvaartswinst in breder verband dan bilateraal Nederland-Duitsland. Dat is een gecompliceerd proces waardoor volgers van de Nederlandse elektriciteitsmarkt op het verkeerde been gezet kunnen worden. Daarom wordt in dit artikel uitvoerig uiteen gezet hoe grensoverschrijdende transportcapaciteit wordt toegewezen en wat de gevolgen voor Nederland zijn van optimalisatie in Europees verband. Het geeft daarmee een inkijk in waarom de marktkoppeling succesvol is qua Europese solidariteit.
Solidariteit: Sterke verbondenheid en internationale marktkoppeling
De elektriciteitsnetten in Europa zijn met elkaar verbonden via interconnectoren, waardoor grensoverschrijdende handel in elektriciteit mogelijk is. Handel tussen biedzones, regio’s waarbinnen één groothandelsprijs voor elektriciteit geldt, wordt beperkt door de beschikbare capaciteit van het netwerk. Door de bank genomen lopen biedzones op dit moment langs de landsgrenzen, hoewel sommige landen zijn opgeknipt in verschillende zones of juist samen met andere landen één zone vormen. Daarom wordt voor de eenvoud in dit artikel verder ‘landen’ gebruikt.
Een van de basisprincipes van de internationale elektriciteitsmarkt, is dat prijsverschillen tussen verschillende landen leiden tot import- en exportstromen tussen die landen. De meest efficiënte (lees: goedkoopste) centrales worden het eerst/meest ingezet, en elektriciteit stroomt van het land met de lage prijs naar het land met de hoge prijs. Op die manier wordt er welvaart gecreëerd (zie onderstaand kader).
Figuur 1: Economisch surplus in twee ongekoppelde elektriciteitsmarkten.
(Bron: Entso-E)
De marktwaarde van interconnectiecapaciteit
De dagvooruit-elektriciteitsmarkt is een markt waarin de prijs wordt bepaald door het punt waarin de biedingen voor vraag en aanbod bij elkaar komen, zie Figuur 1. Deze evenwichtsprijs geldt vervolgens voor alle biedingen van vraag een aanbod die geselecteerd zijn (links van het snijpunt). Zonder import- en export wordt de prijs helemaal bepaald door het aanbod en de vraag in het betreffende land.
Als er import/export mogelijk is, dan kunnen de goedkopere centrales uit het ene land (in dit voorbeeld zone C) de productie van duurdere centrales in een ander land (B) vervangen. Het gevolg is dat in het exporterende land (C) de prijs zal stijgen en in het importerende land (B) zal dalen. Als er onbeperkte netcapaciteit is, dan bereiken landen uiteindelijk dezelfde prijs (prijsconvergentie). Als er niet voldoende netcapaciteit is, blijft er een prijsverschil tussen de landen aanwezig, maar is dat wel kleiner dan zonder import/export.
De welvaartswinst van deze import en export, is het verschil in de ‘consumer surplus’ (wat de consument minder hoeft te betalen dan deze bereid was om te betalen), de ‘producer surplus’ (wat de producent meer krijgt, dan waarvoor deze had ingeboden) en de prijs voor transport (congestie-inkomsten). Dit is grafisch weergegeven in Figuur 2 hieronder. Deze welvaartswinst is dus mogelijk gemaakt door de interconnectiecapaciteit.
Figuur 2: Economisch surplus in gekoppelde elektriciteitsmarkten met congestie.
(Bron: Entso-E)
TSO’s berekenen dagelijks meerdere keren de capaciteit van het netwerk (capaciteitsberekening), die gebruikt kan worden voor commerciële uitwisseling tussen landen. Uitgangspunt is daarbij dat dat belangrijke operationele veiligheidsgrenzen van het net niet worden overschreden, zoals bijvoorbeeld het voorschrift dat TSO’s hun net met een enkelvoudige storingsreserve (‘N-1 veilig’) moeten opereren. Dit betekent dat bij uitval van één netwerkelement er geen overbelastingen ergens anders optreden en de stroomlevering verder niet in gevaar komt. In de capaciteitsberekening berekenen de TSO’s eerst welke stromen al door het netwerk lopen, nog voordat er import en export plaatsvindt; de netwerkcapaciteit die door deze stromen wordt gebruikt, kan namelijk niet meer veilig voor import en export worden aangeboden. De resterende capaciteit van het net kan vervolgens veilig voor import en export beschikbaar worden gesteld.
De theorie: NTC versus Flow-Based marktkoppeling
Tot mei 2015 werd in Centraal-West-Europa (België, Duitsland, Frankrijk, Oostenrijk en Nederland) de capaciteitsberekening voor de gekoppelde dagvooruitmarkt uitgevoerd op basis van de ‘Net Transfer Capacity’ (NTC) methodiek. In deze methodiek worden er ‘NTC waardes’ tussen landen vastgesteld, die de maximale commerciële uitwisseling bepalen die tussen twee landen kan plaatsvinden. De NTC-capaciteiten werden per grens vastgesteld, en waren (na vaststelling) volledig onafhankelijk van elkaar.
In de praktijk is het echter niet zo dat capaciteit op een biedzonegrens volledig onafhankelijk is van wat er qua import/export op een andere biedzonegrens gebeurd. Als Nederland bijvoorbeeld maximaal importeert uit Duitsland, kan het op datzelfde moment minder importeren uit België omdat er anders overbelastingen zouden ontstaan op het Tennet-net. Dit aspect wordt bij NTC-berekeningen meegenomen door de NTC-waardes vast te stellen op een niveau, zodanig dat er bij elke mogelijke combinatie geen onbeheersbare veiligheidsrisico’s zouden ontstaan. Bij deze methodiek moest Tennet vooraf de beschikbare capaciteit van interne netwerkelementen ‘verdelen’ tussen de grenzen NL-DE en NL-BE, op basis van een inschatting op welke grens er meer behoefte aan capaciteit zou zijn.
Een ander gevolg was dat de meer ‘extremere’ mogelijkheden onbenut bleven; namelijk zonder uitwisseling tussen Nederland en België zou Nederland veel meer uit Duitsland kunnen importeren, maar die capaciteit werd nooit vrijgegeven omdat dat zou betekenen dat er helemaal geen capaciteit op NL-BE zou kunnen worden vrijgegeven.
Sinds mei 2015 wordt door de TSO’s van Centraal-West-Europa capaciteitsberekening op basis van de ‘Flow-Based‘-methodiek toegepast. Met flow-based capaciteitsberekening hoeft capaciteit van interne netwerkelementen niet vooraf verdeeld te worden tussen individuele biedzonegrenzen, maar wordt voor geselecteerde individuele netwerkelementen de beschikbare capaciteit (Remaining Available Margin, RAM) plus de gevoeligheid voor commerciële handel (De PTDF, Power low Transfer Distribution Factor) bepaald. Deze PTDF’s geven aan hoeveel procent van handelsuitwisselingen tussen biedzones er over het netwerkelement vloeit. Bijvoorbeeld: een PTDF van 0,1 voor DE->NL betekent dat er als er 100 MW commerciële uitwisseling is tussen Nederland en Duitsland, 10 MW van deze uitwisseling over het netwerkelement stroomt. Via deze methode kan de fysieke werkelijkheid in het net als gevolg van marktkoppeling zo goed mogelijk worden gemodelleerd.
Het grote voordeel van de flow-based methodiek ten opzichte van de NTC-methodiek is dat er meer capaciteit ter beschikking kan worden gesteld voor marktkoppeling. Het nadeel is dat de uitkomsten moeilijker te doorgronden zijn, en typisch van uur tot uur verschillen waardoor ze minder goed voorspelbaar zijn.
Sinds mei 2015 wordt door de TSO’s van Centraal-West-Europa capaciteitsberekening op basis van de ‘Flow-Based‘-methodiek toegepast. Vanaf 2021 zal deze methodiek zelfs voor de capaciteitsberekening van bijna geheel continentaal Europa worden toegepast. Voor de achterliggende theorie van deze methodiek en het verschil met de ‘NTC methodiek’ die daarvoor werd gehanteerd, wordt verwezen naar het tweede kader.
De uiteindelijke toewijzing van capaciteit (capaciteitsallocatie) vindt vervolgens plaats door middel van het algoritme ‘Euphemia‘ (acroniem van Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm). Euphemia is door de gekoppelde elektriciteitsbeurzen (Nemo’s) zoals Epex Spot en Nord Pool ontwikkeld. Dit algoritme berekent voor alle gekoppelde dagvooruitmarkten een prijs en een ‘Net Position‘, zijnde de netto import of export van een biedzone. Het algoritme zoekt naar de combinatie van biedingen van vraag en aanbod die leidt tot de meeste welvaart in Europa, passend binnen de beschikbare capaciteit die de TSO’s hebben vrijgegeven. De meeste welvaart wordt uiteindelijk bereikt door prioriteit te geven aan commerciële transacties met een hoge financiële waarde (grotere prijsverschillen tussen landen) en lage netbelasting.
Contra-intuïtieve resultaten van flow-based marktkoppeling
Wat betekent flow-based marktkoppeling in de praktijk? Mede-aanleiding van dit artikel was de observatie van Martien Visser in zijn #grafiekvandedag met de observatie dat er op 22 februari in Duitsland (zwarte lijn) een veel lagere day-ahead prijs was berekend dan voor Nederland (oranje lijn). Martien stelde daarbij de vraag: Houdt dat ook in dat de capaciteit tussen Nederland en Duitsland volledig benut wordt voor import vanuit Duitsland naar Nederland?
Dat blijkt echter niet het geval te zijn. Op 22 februari werd in de dagvooruitmarktkoppeling slechts een zeer beperkt gedeelte van de beschikbare capaciteit toegewezen aan commerciële uitwisseling tussen Nederland en Duitsland, zie Figuur 4; in veel uren vond er zelfs helemaal geen uitwisseling tussen Nederland en Duitsland plaats en dat terwijl er wel zo’n 1.400-1.900 MW aan bilaterale capaciteit tussen Nederland en Duitsland beschikbaar was.
Blijkbaar heeft het marktkoppelingsalgoritme Euphemia dus een andere combinatie van biedingen en commerciële uitwisseling tussen landen gevonden, waarmee meer welvaart gecreëerd kon worden. Een nadeel van het algoritme is dat niet meteen duidelijk is waarom de capaciteit tussen Nederland en Duitsland niet volledig is benut. Dat is in ieder geval niet veroorzaakt door een tekort aan Duitse exportmogelijkheden, want Duitsland exporteerde fors naar Oostenrijk en Frankrijk. Dat blijkt uit figuur 5 met de onderlinge uitwisselingen tussen de CWE-landen die met flow-based marktkoppeling verbonden zijn.
De hoge export naar Frankrijk, respectievelijk Oostenrijk, kan het gevolg zijn van grotere prijsverschillen tussen Duitsland en Frankrijk, respectievelijk Oostenrijk dan met Nederland. In dat geval leiden die transacties tot een hogere financiële waarde en zouden daarmee de voorkeur krijgen in de marktkoppeling omdat ze meer welvaart creëren. Maar zoals in de volgende figuur is te zien, was dat duidelijk niet het geval. De reden dat de capaciteit DE/LU -> NL niet volledig benut is, is dus niet direct te relateren aan de dagvooruitprijzen. (Let wel, voor een juiste vergelijking moet eigenlijk gekeken worden naar de prijsverschillen die er zouden zijn geweest tussen Duitsland en Frankrijk/Oostenrijk zonder onderlinge uitwisseling; nu kan het namelijk zo zijn dat dankzij de onderlinge uitwisseling de price spreads vergelijkbaar zijn. Helaas is die data niet beschikbaar.)
Zonder de gemakkelijke verklaring van verschillen in price spreads, moet de oorzaak van de tegenvallende import van goedkope Duitse stroom worden gezocht in verschillen qua impact van de uitwisselingen op de netbelasting. Dat de resultaten tegen het gevoel ingaan zal mede worden veroorzaakt omdat het niet eenvoudig is om inzicht te krijgen in deze impact. Zo zijn er veel verschillende import/export-combinaties mogelijk tussen vijf landen. Met wat ‘trial and error‘ valt echter te achterhalen dat er handel tussen Nederland en Duitsland een grote impact zou hebben gehad op de transportmogelijkheden tussen Duitsland en Oostenrijk.
Uit nadere analyse van de flow-based data die de CWE TSO’s op www.jao.eu publiceren, blijkt dat op de betreffende dag het volgende speelde.
1. Bij 1.000 MW export vanuit Duitsland naar Nederland, kan er zonder problemen 5.000 MW van Duitsland naar Oostenrijk getransporteerd worden. Maar als er 1.300 MW van Duitsland naar Nederland stroomt, dan kan niet eens 1.000 MW van Duitsland naar Oostenrijk getransporteerd worden.
2. In dit specifieke voorbeeld blijkt de interconnector Meeden-Diele (NL-DE) een beperkend netwerkelement in het flow-based domein te zijn. Op uur 3 heeft deze interconnector een hoeveelheid beschikbare capaciteit (RAM) van 369 MW voor de marktkoppeling, en een gevoeligheid (PTDF) van 28,2% voor handel DE->NL. Op moment dat er 1.300 MW uitwisseling DE->NL is, loopt er dus ten gevolge van deze handel een stroom van 1.300 *0,282 = 366 MW over Meeden-Diele. In dat geval is er dus nog maar 369 – 366 = 3 MW ‘over’ voor andere transacties.
3. Handel van Duitsland naar Oostenrijk stroomt ook voor een gedeelte over deze interconnector. Voor uur 3 is er een PTDF van 0,3% op Meeden-Diele, van handel DE->AT. Met de nog maar beschikbare 3 MW betekent het dat er nog maximaal 3 /0,003 = 989 MW maximaal van Duitsland naar Oostenrijk gehandeld kan worden, totdat de interconnector overbelast wordt. En zo kan een Nederlands-Duitse interconnector dus handel tussen Duitsland en Oostenrijk beperken.
4. Als er minder uitwisseling DE->NL is, bijvoorbeeld 1.000 MW, dan blijft er voldoende capaciteit (RAM) over en wordt de handel DE->AT niet door de interconnector Meeden-Diele beperkt.
De conclusie: op 22 februari heeft Euphemia ervoor ‘gekozen’ om minder capaciteit te alloceren voor handel van Duitsland naar Nederland, om in totaal meer handel van Duitsland naar Oostenrijk en Frankrijk mogelijk te maken, want dat leidt Europees gezien tot meer welvaart. Hoewel de Nederlandse consument mogelijk had kunnen profiteren van lagere prijzen, was deze hier dus solidair, ten gunste van consumenten elders in Europa.
Interconnectiecapaciteit Duitsland-> Nederland slechts beperkt benut
Hierboven is ‘ingezoomd’ op één specifieke dag, maar deze dag is zeker geen unieke uitzondering. Zoals te zien in figuur 7 wordt de beschikbare capaciteit tussen Nederland en Duitsland gemiddeld maar beperkt benut. De gemiddelde benutting van de capaciteit hangt vooral af van het prijsverschil tussen de landen, maar ook bij flinke prijsverschillen komt de gemiddelde benutting van de Nederlands/Duitse transportcapaciteit niet boven de 40%. Een stuk lager dan velen verwachten!
Nederland als onderdeel van de pan-Europese markt
Beschouwingen over elektriciteit zijn vaak beperkt tot Nederland en hebben hooguit oog voor de direct omliggende landen. Nederland is echter onderdeel van de pan-Europese markt, en dat heeft verstrekkende gevolgen op de toewijzing van transportcapaciteit. Iedereen die zich bezighoudt met modellering van import/export om voorspellingen te doen over de toekomst zou dit fenomeen scherp op het netvlies moeten hebben.
De simpele en gangbare aanname in veel modellen is dat er altijd zo’n x GW aan import vanuit Duitsland naar Nederland beschikbaar is als er prijsverschillen optreden. Die aanname doet de werkelijkheid van flow-based marktkoppeling tekort en leidt in potentie tot een schromelijke overschatting van de hoeveelheid import en export die plaatsvindt. Zulke verkeerde voorspellingen kunnen op hun beurt weer leiden tot verkeerde beslissingen van beleidsmakers en marktpartijen, beslissingen die een kostenefficiënte energietransitie mogelijk in de weg staan. Het is daarom van belang dat de te gesimplificeerde aanname dat bij prijsverschillen de interconnectiecapaciteit altijd maximaal wordt gebruikt, uit de wereld wordt geholpen.
Joost Greunsven is als ‘Electricity Market Developer’ bij Tennet intensief betrokken bij diverse projecten gericht op Europese marktintegratie. Joost is verantwoordelijk voor de ontwikkeling van Europese marktregels en de uitwerking van methodologieën binnen de marktgerelateerde netwerkcodes. Hij vertegenwoordigt Tennet in meerdere werkgroepen van o.a. CWE flow-based marktkoppeling en CCR Core. Tevens was Joost tweemaal projectleider van de jaarlijkse Tennet Annual Market Update en is hij intern projectleider van de aankomende Bidding Zone Review.