In de monitor leveringszekerheid concludeert TenneT dat er na 2030 leveringszekerheidsrisico’s ontstaan en de transmissienetbeheerder adviseert om een uitvoeringsplan te ontwikkelen en te implementeren. Tegelijkertijd is TenneT dubbelzinnig over de gewenste inhoud van dat plan. Het bedrijf hoopt dat enkele verbeteringen binnen het energy-only-markt model afdoende zullen zijn. Maar het is sterk de vraag of er nog voldoende tijd is om het effect van dat soort verbeteringen af te wachten. Tegelijkertijd roept de Duitse tak van TenneT op om in Duitsland een centrale capaciteitsmarkt met lokale componenten te ontwikkelen.
Sinds de start van de geliberaliseerde elektriciteitsmarkt, 25 jaar geleden, is leveringszekerheid een zorg. De klassieke vraag is of producenten tijdig zullen investeren om aan de groeiende vraag naar elektriciteit te kunnen voldoen. De investeringskosten zijn immers hoog en de opbrengsten zijn onzeker. Maar een betrouwbare elektriciteitsvoorziening is cruciaal en dus werd al snel besloten om de markt in de gaten te houden. De eerste monitor leveringszekerheid werd in 2003 op verzoek van het ministerie van Economische Zaken door TenneT opgeleverd. De conclusie destijds was dat er geen aanleiding voor de overheid was om maatregelen te treffen ten behoeve van de toekomstige leveringszekerheid.
Trilemma
Trilemma is een tweewekelijkse opinie-uitgave waarin het scherpe geluid klinkt van energie-experts Sjak Lomme, Jilles van den Beukel, Paul Giesbertz en Alex Kaat. Met heldere analyses, duidingen en opinies levert Trilemma de energieprofessional stof tot nadenken.
Daarna luidde de conclusie elk jaar ongeveer hetzelfde. Tot vorig jaar! Toen concludeerde TenneT dat er actie moest wordt ondernomen om te verzekeren dat de markt tijdig voldoende flexibiliteit kan realiseren om de leveringszekerheid te blijven waarborgen. Zoals eerder in Trilemma besproken, heeft dat advies wel geleid tot overleg, maar niet tot directe actie.
En dit jaar doet TenneT er een schepje bovenop: “In steekjaar 2033 is er sprake van een duidelijke overschrijding van de leveringszekerheidsnorm tot een niveau van LOLE [loss of load expectation, red.] van ruim 14 uur. […] Gezien de toename van leveringszekerheidsrisico’s na 2030 is het van belang dat er wel tijdig actie wordt ondernomen om te verzekeren dat de markt tijdig voldoende flexibiliteit aan de vraag- en aanbodzijde kan realiseren om de leveringszekerheid te blijven waarborgen. TenneT adviseert daarom om een uitvoeringsplan, als bedoeld in de Europese Verordening 2019/943 […], te ontwikkelen en te implementeren.”
Maatregelen binnen de kaders van de energy-only-markt
Men zou dus kunnen denken dat TenneT er nu op aandringt om met concrete maatregelen te komen en bijvoorbeeld een strategische reserve of een ander capaciteitsmechanisme in te voeren. Maar dat is zeker niet het geval. TenneT blijft voorzichtig en maant niet tot overhaaste stappen. TenneT schrijft het volgende: “De mogelijke beleidsmaatregelen in het uitvoeringsplan moeten erop gericht zijn om binnen de kaders van de Nederlandse energy-only-markt stimulansen te bieden voor behoud van bestaand en totstandkoming van nieuw regelbaar productievermogen, vraagsturing en opslag.” Dat is een dubbelzinnig advies.
Maatregelen binnen de kaders van de energy-only-markt zijn maatregelen die de werking ervan moeten verbeteren, maar het zijn geen aanvullende maatregelen om de leveringszekerheid te borgen. Bovendien zou men verwachten dat na 25 jaar geliberaliseerde markt, de belangrijkste barrières voor de goede werking van de markt wel zijn geslecht.
TenneT noemt als voorbeeld het invoeren van een schaarstecomponent in de onbalansprijs. Daarvoor is vorig jaar een codewijzigingsvoorstel opgesteld en de ACM heeft inmiddels een ontwerpbesluit genomen. TenneT schrijft dat het effect van die schaarstecomponent onderzocht moet gaan worden. Maar ten eerste is het vrijwel onmogelijk om – zeker op korte termijn – effecten te zien en al helemaal onmogelijk om die effecten aan deze maatregel toe te schrijven.
Nog belangrijker is dat de huidige bepaling van de onbalansprijs, ook als die onvolkomenheden bevat, niet het grote knelpunt is voor investeringen in bijvoorbeeld nieuw regelbaar productievermogen. Dergelijke investeringen zijn zeer risicovol, bijvoorbeeld omdat er in tijden van schaarste door de overheid in de prijsvorming kan worden ingegrepen. Dat heeft de energiecrisis van 2022 de markt wel geleerd. Er werd een belasting op inframarginale inkomsten ingevoerd en het prijsplafond voor de day-ahead-markt werd niet verhoogd naar €5.000 per MWh (hoewel dat volgens de regels wel had gemoeten).
Andere factoren zijn het risico dat men op termijn moet gaan concurreren met gesubsidieerde kerncentrales, of het gebrek aan maatschappelijke en politieke draagvlak voor investeringen in nieuwe gascentrales, ook als die geschikt zijn om op termijn over te stappen naar waterstof.
Is er wel voldoende tijd voor de stappen die TenneT voorstelt?
Feitelijk stelt TenneT voor om drie stappen te doorlopen. Eerst maatregelen nemen om de werking van de energy-only-markt te verbeteren. Als dat onvoldoende blijkt te zijn, een strategische reserve in te voeren. En als ook dat onvoldoende blijkt te zijn, pas te grijpen naar het laatste redmiddel, namelijk het invoeren van een capaciteitsmechanisme. Het klinkt weliswaar logisch, maar het is onwaarschijnlijk dat er op deze manier nieuw regelbaar productievermogen bijkomt, om de verwachte problemen in 2033 te ondervangen.
Als een optimistisch tijdspad wordt gekozen, zou het als volgt kunnen gaan. De schaarstecomponent in de onbalansprijs wordt op 1 januari 2025 ingevoerd. In 2026 constateert TenneT dat die maatregel niet leidt tot investeringen en adviseert een strategische reserve in te voeren. Op 1 januari 2027 wordt die ingevoerd. In 2028 concludeert TenneT dat die maatregel niet leidt tot nieuwe investeringen en adviseert tot invoering van een capaciteitsmechanisme. Het kost drie jaar om zo’n mechanisme te ontwerpen en goedgekeurd te krijgen in Brussel. In 2032 wordt het mechanisme ingevoerd. Er worden dan capaciteitsproducten geveild die geleverd moeten worden door nieuw te bouwen centrales, dus die nieuwe capaciteit zou dan bijvoorbeeld in 2036 beschikbaar komen. Kortom, ook met een vlotte doorloop van het door TenneT voorgestelde pad, komt de oplossing drie jaar te laat.
(Het artikel gaat verder onder het tekstkader.)
Eigenlijk is het monitoren van leveringszekerheid best ingewikkeld
- Eigenlijk is de monitor geen monitor. TenneT maakt een inschatting van wat de leveringszekerheid in de toekomst zal zijn. De toekomst kan niet gemonitord worden.
- Eigenlijk is de grootste uitdaging voor TenneT niet meer om in te schatten hoeveel extra capaciteit de markt zal gaan opleveren. Inmiddels is de grootste uitdaging om in te schatten wat het effect van overheidsbeleid zal zijn. Een voorbeeld hiervan is de inschatting van het resultaat van de aangekondigde Kraftwerksstrategie in Duitsland en in het bijzonder van de aanbesteding voor 10 GW aan nieuwe gascentrales. Zo zijn deze plannen nog niet door de Europese Commissie goedgekeurd. Maar wel of geen 10 GW extra gascentrales in Duitsland heeft nogal wat impact op de leveringszekerheid in Nederland.
- Eigenlijk is de “LOLE = 4 uur” geen leveringszekerheidsnorm. (LOLE is de loss-of-load expectation, oftewel de kans op onvermogen.) Er geldt immers geen bindende norm waaraan de leveringszekerheid moet voldoen. Het is eerder een indicator. Vervolgens is een waarde van 4 uur geen kritische grens, maar een inschatting voor het optimale niveau van een leveringszekerheid. Dus bij een LOLE van 5 uur is het systeem onvoldoende betrouwbaar, maar bij een LOLE van 3 is het systeem te betrouwbaar, dus te duur.
- Eigenlijk zou TenneT niet een LOLE van 4 uur moeten nemen maar een LOLE van 44 minuten. De LOLE wordt afgeleid uit de VoLL en de CONE. (LOLE = CONE/VoLL.) De VoLL is de Value of Lost Load, oftewel de waarde van niet geleverde energie. En de CONE is de Cost of New Entry oftewel de kosten die nieuwe capaciteit moet terugverdienen om zijn kapitaalinvestering en vaste kosten terug te verdienen. Voor de CONE wordt vaak een waarde van €50.000 per MW per jaar gebruikt, en voor de VoLL een waarde van €12.500 per MWh. Dat leidt tot een LOLE van 4 uur. Maar ACM heeft de VoLL voor Nederland eerder vastgesteld op €68.887 per MWh. En dan is de LOLE = 50.000 / 68.887 = 0,73 uur, dus 44 minuten.
- Eigenlijk hebben we geen energy-only-markt. Met het begrip energy-only-markt wordt bedoeld dat producenten alleen kunnen verdienen aan het verkopen en leveren van elektrische energie. Het beschikbaar hebben van capaciteit zou niets opleveren. Ten eerste is nergens vastgelegd dat de markt volgens het energy-only-markt model zou moeten functioneren. De markt is vrij en prijsvorming is vrij. Het staat consumenten of leveranciers dus vrij om bij een producent capaciteit in te kopen. Zo’n contract is dan normaalgesproken een optiecontract. De koper koopt het recht om elektriciteit voor een bepaalde prijs af te nemen en voor dat recht betaalt hij optiepremie. Zo’n optiepremie kan worden beschouwd als een capaciteitsprijs. Ten tweede heeft de capaciteit van een productiemiddel waarde binnen de portfolio van een energiebedrijf. Productiecapaciteit kan dus harde duiten opleveren, ook als het productiemiddel nooit daadwerkelijk ook maar één MWh produceert. Dat fenomeen wordt goed uitgelegd in een Whitepaper van TenneT.
- Eigenlijk is de monitor niet alleen een inschatting van het leveringszekerheidsniveau, maar bepaalt de monitor ook het leveringszekerheidsniveau. Nu TenneT heeft aangegeven dat er een uitvoeringsplan moet komen, wordt het onwaarschijnlijker dat producenten gaan investeren in nieuw productievermogen. Ze zullen gaan wachten totdat er een capaciteitsmechanisme is. Zouden ze wel direct investeren, dan lopen ze het risico dat ze in de toekomst moeten gaan concurreren met productiemiddelen die extra inkomsten hebben. De uitkomst van de monitor wordt een selffulfilling prophecy.
Over de auteur
-
Paul Giesbertz
Paul Giesbertz werkt als zelfstandig consultant op het gebied van elektriciteitsmarkten onder de naam TrinSights. Hij heeft meer dan 35 jaar ervaring in de elektriciteitssector vanuit diverse rollen (netbeheerder, marktpartij, toezichthouder, brancheorganisatie en consultant). Hij was intensief betrokken bij de liberalisering in Nederland maar speelde ook een actieve rol bij de ontwikkeling van Europese wet- […]
TenneT Deutschland stelt wel concrete oplossing voor
Het advies van TenneT in de monitor leveringszekerheid staat in scherp contrast met wat de Duitse tak van TenneT, samen met de drie andere transmissienetbeheerders, adviseert aan de Duitse stakeholders. Daar spreekt TenneT zich duidelijk uit voor een concrete oplossing, namelijk een centrale capaciteitsmarkt met lokale componenten. Dat valt te lezen in een begeleidend schrijven van de vier Duitse transmissienetbeheerders bij een studie die zij hebben laten uitvoeren door het bureau Consentec.
Deze Duitse studie is relevant voor Nederland, want met de laatste monitor leveringszekerheid wordt de kans op de invoering van een capaciteitsmechanisme in Nederland in ieder geval groter. Het Verenigd Koninkrijk, België en Frankrijk hebben al zo´n capaciteitsmechanisme geïmplementeerd. Duitsland heeft onlangs besloten zo´n mechanisme te gaan ontwikkelen en ook een land als Denemarken bereidt zich er op voor. Ook de Europese regels worden aangepast. Uitgangspunt is nu nog dat lidstaten alleen tijdelijk een capaciteitsmechanisme mogen toepassen, maar met de nieuwe hervorming mag het een structureel onderdeel van het marktontwerp zijn.
De Duitse studie is ook interessant omdat zij laat zien hoe lastig het is om een goed capaciteitsmechanisme te ontwerpen. Het is makkelijk om te verlangen dat het mechanisme technologieneutraal moet zijn. Maar in de praktijk is het vrijwel onmogelijk om capaciteit uit productie, opslag en vraagrespons op dezelfde manier te behandelen. Zo zullen batterijen steeds belangrijker worden, bijvoorbeeld als aanvulling op productie uit zon. Dus midden op de dag laden en in de ochtend of de avond ontladen. Maar de bijdrage van batterijen aan een Dunkelflaute zal beperkt zijn.
Een andere element is de zogenaamde de-rating. Het idee is dat capaciteit van bijvoorbeeld wind- en zonneparken minder betrouwbaar is dan bijvoorbeeld capaciteit van een gascentrale. Capaciteit van wind- en zonneparken wordt dan afgewaardeerd met een de-rating factor. Maar hoe moet die de-rating factor worden bepaald? En moet de capaciteit van een oude gascentrale lager gewaardeerd worden dan die van een nieuwe centrale?
Eigenlijk is de-rating helemaal niet nodig. Idealiter laat men de producent zelf bepalen hoeveel capaciteit hij daadwerkelijk inbiedt, op basis van de boete die hij moet betalen in het geval dat hij zijn contractuele verplichting niet kan nakomen. Maar dan is de vraag hoe die boete moet worden bepaald. En zo zijn er nog vele andere elementen. Hoe moet het capaciteitsproduct precies worden gedefinieerd met welke looptijd en hoelang voor aanvang moeten de producten worden geveild? Hoe moet grensoverschrijdende deelname worden vormgegeven. Enzovoorts, enzovoorts.
Het is niet allemaal kommer en kwel. De vraag of een centrale of een decentrale capaciteitsmarkt de voorkeur heeft, lijkt beslecht. Bij een decentrale capaciteitsmarkt vindt de prijsvorming plaats in bilaterale onderhandelingen tussen producenten en leveranciers. Bij een centrale capaciteitsmarkt is er een centrale veiling. Het nadeel van decentrale prijsvorming dat er eerder discussie kan ontstaan over de juistheid van de capaciteitsprijzen die in de markt ontstaan. Daardoor vormt een decentrale capaciteitsmarkt een minder stevige basis voor een producent om te investeren.
Een suggestie voor TenneT
Het moge duidelijk zijn. Het ontwerp van een capaciteitsmechanisme is uitermate lastig en een perfect capaciteitsmechanisme bestaat niet. De terughoudendheid van TenneT is dan ook begrijpelijk. Het zou zo veel fijner zijn als de energy-only-markt zonder ingrepen zijn werk zou kunnen doen, wetende dat die ingrepen ook de goede werking van de energy-only-markt hoe dan ook zullen verstoren.
Misschien moet TenneT het zichzelf ook niet te moeilijk maken. TenneT is immers niet verantwoordelijk voor het marktontwerp, zelfs niet voor leveringszekerheid en al helemaal niet voor het ontwerp van een eventueel capaciteitsmechanisme. TenneT is verantwoordelijk voor het transportnet en voor het handhaven van de vermogensbalans. De monitoring van leveringszekerheid kan dan beperkt worden tot een kale inschatting van het toekomstige leveringszekerheidsniveau op basis van scenario’s en aannames.
De bal ligt dan bij het ministerie van EZK om daar consequenties aan te verbinden. En in essentie is dat ook wat TenneT doet. TenneT stelt dat er actie nodig is omdat het risico te groot is dat rond 2033 de leveringszekerheid op een te laag niveau zit. En TenneT adviseert EZK om een uitvoeringsplan te ontwikkelen en te implementeren.
Advies voor EZK
Maar voor een uitvoeringsplan waarbij de diverse stappen sequentieel in de tijd worden doorlopen, lijkt onvoldoende tijd. De maatregelen die binnen de energy-only-markt genomen kunnen worden, moeten sowieso worden genomen. Het gaat niet alleen om de schaarstecomponent in de onbalansprijs, maar ook om het verwijderen van eventuele barrières voor vraagrespons. Dat zijn no-regret-maatregelen die marktwerking verder verbeteren, maar het leveringszekerheidsprobleem niet gaan oplossen.
Ten tweede zou EZK direct kunnen gaan beginnen met het vormgeven van een strategische reserve. Het zou een mooie optie zijn om één of twee kolencentrales die moeten gaan sluiten opgenomen kunnen worden in een strategische reserve. Als het meezit, wordt deze reserve nooit ingezet, en zullen die kolencentrales geen CO₂, of in ieder geval weinig CO₂ gaan uitstoten. Wellicht dat deze optie met het nieuwe kabinet weer in beeld komt. Uiteraard kan de strategische reserve ook met gascentrales worden gevuld, met name centrales die anders moeten sluiten.
Ten derde kan het geen kwaad voorbereidingen te gaan treffen voor een capaciteitsmechanisme. Een degelijke studie naar de ervaringen in België is nooit weg en het is uiteraard verstandig zijn om de discussies in Duitsland nauwgezet te volgen. Ten slotte is het raadzaam om te gaan werken aan de procedure voor het verkrijgen van toestemming door de Europese Commissie.
Nog even terug naar 2003
2003 was niet alleen het jaar van de eerste monitor leveringszekerheid, er waren ook concrete problemen. De zomer van 2003 was erg heet en veel centrales hadden te maken met productiebeperkingen als gevolg van te warm koelwater. Er werd gesproken over “code rood”. Het is aardig om terug te lezen wat de minister destijds aan de Kamer rapporteerde, bijvoorbeeld in de uitgebreide brieven van Laurens-Jan Brinkhorst uit september 2003 en juni 2004.
Ten eerste valt op dat de discussie in essentie nog dezelfde is. Ook toen werd aangegeven dat marktwerking moest worden verbeterd en indien nodig een capaciteitsmechanisme zou moeten worden ingevoerd.
Ten tweede valt op dat er aandacht is voor de kwaliteit van de netten. De minister gaf aan dat de netbeheerders een kwaliteitsplan moeten opstellen om aan te geven welke mate van betrouwbaarheid zij nastreven en hoe zij dit zullen realiseren. Dat hier in de loop der jaren iets is misgegaan, is welbekend. Om de een of andere reden werden deze kwaliteitsplannen (en later investeringsplannen) op enig moment vooral gezien als middel om overinvesteringen te voorkomen in plaats van het oorspronkelijke doel, namelijk het voorkomen van onderinvesteringen.
Overigens wordt in de monitor leveringszekerheid van TenneT niet gekeken naar congestie op het binnenlandse net. Netcongestie kan met name van invloed zijn op de aannames rond de ontwikkeling van de vraag naar elektriciteit. TenneT rekent erop dat de vraag van nu 113 TWh per jaar, groeit naar ruim 150 TWh in 2030 en naar ruim 170 TWh in 2033.
Maar het is ook bekend dat de netbeheerders de komende tien jaar minder dan 75% van de benodigde investeringen in de netten zullen gaan doen. Elektrificatie wordt dus geremd. Erg slecht voor de transitie en de economie van Nederland, maar goed voor de leveringszekerheid.
Een ander onderwerp is borging van het basisprincipe ‘contract is contract’. Brinkhorst heeft zich daarbij ingezet voor een communautaire aanpak. Hij wilde zekerstellen dat een lidstaat zijn grenzen niet zou dichtgooien voor export als er problemen met leveringszekerheid in dat land zouden ontstaan. Dat leek vervolgens allemaal prima geregeld, maar ten tijde van de energiecrisis in 2022 zijn toch wat barstjes in de communautaire aanpak ontstaan. Begin 2023 kondigde Noorwegen aan dat export gestopt zou moeten kunnen worden als elektriciteit in Noorwegen krap wordt.
Het is wrang dat juist Noorwegen hiermee kwam. Het land is altijd een pleitbezorger geweest van interconnecties en Europese marktwerking. De argumenten daarvoor waren natuurlijk correct, maar met zijn spaarbekkens en waterkrachtcentrales was er ook sprake van een flink Noors eigenbelang. Ook de levering van Noors aardgas moest tijdens de energiecrisis doorgaan tegen de toen geldende hoge marktprijzen. Noorwegen was niet van plan aardgas tegen een vriendenprijsje aan de EU te leveren en verwees naar het belang van de marktprijs als het juiste signaal voor verdeling van schaarse goederen. Allemaal correct, maar dan moeten de Noren elektriciteitsexport naar Nederland niet gaan knijpen als elektriciteit in Noorwegen schaars en duur is, maar in Nederland nog duurder.