Elektriciteitsmarkt en infrastructuur bij sterke toename van hernieuwbare energie

Ter gelegenheid van haar 40-jarig bestaan bracht de Bezinningsgroep Energie de essaybundel ’De Doorbraak van Duurzaam’” uit. In deze bundel ook een essay door Pieter Boot: “Elektriciteitsmarkt en infrastructuur bij sterke toename van hernieuwbare energie”. Boot schetst drie grote problemen voor de toekomst van de elektriciteitsmarkt. WindNieuws vroeg Krispijn Beek om een reactie op dit essay.[author] [author_image timthumb=’on’]https://pbs.twimg.com/profile_images/458961458936565760/h3bnZFRu.jpeg[/author_image] [author_info]Krispijn Beek is naast zijn werk bij e-Driver actief als zelfstandig duurzaamheidsadviseur bij 2BSustainable en betrokken bij het Schiedams Energie Collectief. Hij heeft een eigen blog en is redacteur bij weblog Sargasso, waar hij schrijft over duurzaam ondernemen, energie en luchtkwaliteit.[/author_info] [/author]

Centraal in het artikel van Pieter Boot staat de vraag hoe snel we 100 procent hernieuwbare energie in Nederland kunnen krijgen en wat daarvoor nodig is. Volgens Boot is 100 procent hernieuwbare energie niet echt nodig, omdat de Energy Technology Perspectives 2014 van het IEA laat zien dat een toename van 25 procent nu tot 75 procent in 2050 voldoende is om binnen de 2 graden temperatuurstijging te blijven. Mondiaal gaat het aandeel fossiele energie dan van 65 procent nu naar 20 procent in 2050. Het resterende deel fossiele energieopwekking is dan voorzien van opvang en opslag van koolstof. Nederland heeft volgens Boot weinig comparatief voordeel in hernieuwbare energie, dus zal het aandeel hier lager blijven dan in de rest van de wereld. Mogelijkheden voor waterkracht ontbreken en ook hebben we geen grote vlaktes voor windturbines of zonnepanelen. Voor het schetsen van het beeld van de impact van een sterk stijgend aandeel hernieuwbare energie maakt het volgens Boot niet veel uit of het 100 procent of iets minder wordt. Het artikel van Boot gaat vooral in op de gevolgen van stijging van het aandeel windenergie na 2023 en over oplossingen voor de problemen die daarbij ontstaan. Hij schetst drie grote problemen en enkele oplossingsrichtingen. Het artikel concentreert zich op de elektriciteitsmarkt en gaat niet in op zaken als draagvlak in de samenleving. Hij baseert zich daarbij op een recente studie van PBL en CIEP.[learn_more caption=”CIEP”] Clingendael International Energy Programme[/learn_more]

De drie problemen van meer windenergie
Biomassa en afval zullen in de toekomst schaars worden door ontwikkelingen als circulaire economie, waardoor het aandeel energie uit deze bronnen zal afnemen. Elektriciteit uit water hebben we nauwelijks, we zullen het volgens Boot dus vooral van wind moeten hebben, waarbij het aandeel zonne-energie wellicht ook kan toenemen. Bij zowel wind- als zonne-energie is het mogelijk dat het aanbod ontstaat op een ander moment dan dat er vraag naar elektriciteit is. Op weg naar een groter aandeel hernieuwbaar opgewekte elektriciteit komen we volgens Boot drie problemen tegen:

  1. de groothandelsprijs zal vooralsnog dalen;
  2. de betrouwbaarheid is niet gegarandeerd;
  3. het elektriciteitssysteem wordt duurder.

Meer wind- en zonne-energie hebben een drukkend effect op de groothandelsprijs, omdat ze met lage operationele kosten worden geproduceerd. Daarmee komen ze vooraan in de merit-order en is minder capaciteit met hoge operationele kosten nodig. Dat is goed zichtbaar bij gascentrales (hoge marginale kosten) die stil staan als de zon schijnt of de wind waait. Dit is het merit-order effect. In Duitsland is de groothandelsprijs gedaald van 60 euro/MWh begin 2011 naar iets meer dan 35 euro/MWh medio 2014. De termijnprijzen voorzien een verdere, lichte daling. De windproducent ontvangt volgens Boot nog minder, omdat alle turbines op hetzelfde moment draaien wanneer het waait. Het moment dat er veel wind is, hoeft niet gelijk te zijn aan het moment met hoge vraag naar elektriciteit. Dit levert een strijd op tussen dalende kosten van windenergie door innovatie en vooralsnog eveneens dalende opbrengsten door de genoemde effecten. De verwachting dat ’er in de toekomst geen subsidie meer nodig is’ hoeft volgens Boot dan ook niet uit te komen. Boot illustreert dit aan de hand van een voorbeeld waarbij de subsidie stijgt in plaats van daalt, doordat het effect van dalende kosten ten gevolge van de leercurve meer dan teniet wordt gedaan door dalende groothandelsprijzen.

Fraunhofer Institute windenergie Duitsland 2013 gepland en daadwerkelijk

De opbrengst van windenergie wijkt meestal maar weinig af van de voorspelling een dag eerder.

Het tweede probleem is dat de betrouwbaarheid van het systeem in gevaar komt. Tussen 2003 en 2011 steeg het aantal ingrepen van TenneT om het Nederlandse netwerk te stabiliseren van twee naar zeker duizend. Marktpartijen hebben programmaverantwoordelijkheid, maar door het publieke karakter van de betrouwbaarheid van het systeem is deze niet vanzelfsprekend gegarandeerd.

Boot schrijft de extra ingrepen door TenneT zo impliciet toe aan de opkomst van hernieuwbare elektriciteit in Nederland. Duitsland kent echter een veel grotere toename van hernieuwbare elektriciteit, toch stelt het Duitse Bundesnetzagentur in een recent persbericht dat deze toename niet tot een groter aantal ingrepen leidt. De oorzaak van het stijgend aantal ingrepen in Duitsland zit volgens het Bundesnetzagentur in elektriciteitsconsumptie of conventionele elektriciteitscentrales. In 2013 werd door het Bundesnetzagentur zelfs geen noemenswaardig effect van decentrale elektriciteitsopwekking op de kwaliteit van het net geconstateerd. De opmerking van Boot naar het stijgend aantal ingrepen van TenneT maakt dan ook vooral nieuwsgierig naar een nadere analyse van de oorzaken hiervan.

Het derde probleem is volgens Boot dat het hele systeem duurder wordt door hernieuwbare elektriciteit, zonder dat dit zichtbaar is. Globaal bedragen de extra systeemkosten per MWh tot 15 procent wind in de brandstofmix 10 euro, bij een aandeel van 15 tot 25 procent 20 tot 30 euro en bij meer dan 25 procent wellicht meer dan 45 euro. Ter vergelijking: de productiekosten van windenergie op land liggen volgens Boot in de orde van grootte van 60 euro. Daar komt dus al snel de helft bij. Het grootste deel van die kosten zit in de netten of netverzwaring die nodig zijn, een ander deel in de vorm van back-up capaciteit voor als het niet waait of als de zon niet schijnt. Voorlopig is er in Nederland voldoende back-up capaciteit, maar deze daalt wel doordat het hebben van een back-up centrale verlieslatend is en steeds meer back-up centrales verdwijnen of in de mottenballen worden gezet.

Het is onduidelijk hoe Boot aan de genoemde extra kosten voor het netwerk komt. Bovendien gaat zijn artikel enkel in op de extra kosten bij windenergie zonder in te gaan op de systeemkosten van conventionele centrales. Wellicht zitten die minder in het verzwaren van het netwerk (al zou ik wel eens de rekening willen zien voor het aansluiten van de nieuw gebouwde kolencentrales), maar zeker wel in benodigde back-up capaciteit. Zo bedragen de kosten voor back-up capaciteit van kerncentrale Hinkley Point C ruim 200 miljoen euro per jaar. Ook zijn de gevolgen van het plotseling wegvallen van een conventionele centrale door een storing veel groter dan van het wegvallen van een windmolen door een storing. Het wegvallen van de wind, waardoor een groot deel productiecapaciteit wegvalt, gaat veel langzamer dan een storing bij een conventionele centrale. Wegvallen van wind is daarmee eenvoudiger op te vangen door het systeem.

De kosten van het netwerk zijn volgens Boot echter met name hoog omdat netwerkbeheerders iedereen moeten aansluiten die daarom vraagt, zonder invloed te hebben op de locatie daarvan.

Mogelijke oplossingen
Er zijn oplossingen voorstelbaar, al zijn sommige oplossingen ingrijpend en vergen ze internationale afstemming. Boot verwacht dat de kosten stijgen wanneer ieder land zijn eigen aanpak bedenkt. Boot ziet drie mogelijke oplossingsrichtingen. Waarbij we een nieuwe verhouding tussen overheid en markt moeten accepteren.

Boot stelt namelijk dat de markt niet goed in staat is om in het huidige stadium van de energietransitie investeringsbeslissingen te ondersteunen. Terwijl de markt wel beter dan nu in staat is om operationele beslissingen te beïnvloeden. De huidige elektriciteitsmarkt is volgens hem sterk gericht op het beïnvloeden van operationele beslissingen in een volgende dag, waarbij de zekerheid over inzet van met name windenergie volgens hem beperkt is. Zoals al eerder aangegeven laten Duitse statistieken een ander beeld zien.

Het is overigens de vraag of de Nederlandse overheid beter in staat is om investeringsbeslissingen te sturen richting een low carbon elektriciteitssysteem. De groei van het aantal kolencentrales in Nederland heeft ten slotte niet alleen te maken met marktwerking, maar evenzeer met beslissingen van de rijksoverheid ten tijde van Brinkhorst (waar Pieter Boot toen nog werkzaam was) en de lobby van het grootverbruikersconsortium. Zowel rijksoverheid (met name het ministerie van Economische Zaken) als het grootverbruikersconsortium was van mening dat kolencentrales de laagste kostprijs hadden en dat bijbouwen van kolencentrales gewenst was om een lagere kostprijs te krijgen voor de energie-intensieve industrie. Wat beide partijen vergaten is dat het in een concurrerende markt niet gaat om de kostprijs, maar om de operationele kosten. In bedrijfseconomische taal: de marginale kostprijs. Een punt waarop Duitse windenergie, zonne-energie en niet te vergeten bruinkoolcentrales niet te verslaan zijn door steenkool- of gascentrales. Vandaar dat Nederland al jaren importland is voor Duitse elektriciteit en ook nog eens meer betaalt per kWh dan het ontvangt voor zijn eigen export.

Citibank verwacht dat de terugverdientijd voor consumenten van zonne-energie met energieopslag de komende jaren daalt. Stijging van energiebelasting en de heffing duurzame energie verkorten de terugverdientijd. Bij een te sterke stijging van de netwerkkosten wordt het interessant om volledig "off-grid" te gaan.

Citibank verwacht dat de terugverdientijd voor consumenten van zonne-energie met energieopslag de komende jaren daalt. Stijging van energiebelasting en de heffing duurzame energie verkorten de terugverdientijd. Bij een te sterke stijging van de netwerkkosten wordt het interessant om volledig “off-grid” te gaan.

Netwerkkosten
Ten aanzien van het netwerk en de verplichting tot aansluiting stelt Boot dat het wellicht tijd is om een meer integrale benadering te kiezen, waarbij de kosten van netverzwaring meewegen in de keuze voor het bijbouwen van capaciteit. Hij toont zich daarbij voorstander van meer gascentrales om bij te springen in het geval van wegvallen van wind en zon.

Ik ben het eens met Boots pleidooi voor een meer integrale benadering van de kosten van extra capaciteit die op het netwerk wordt aangesloten. Het doorbelasten van een duurder netwerk gaat de komende decennia namelijk risico’s met zich meebrengen door de toenemende mogelijkheden en dalende kosten van energieopslag. Het Rocky Mountain Institute, Citybank en HSBC hebben dit jaar los van elkaar rapporten gepubliceerd waarin ze wijzen op de toenemende mogelijkheden om off-grid te gaan. Stijgende netwerkkosten zullen dit alleen maar meer stimuleren, zoals de dalende prijs van zonnepanelen en de stijgende energiebelasting en SDE+ heffing ervoor zorgen dat steeds meer kleinverbruikers zonnepanelen installeren. Dit beperkt dus de mogelijkheden van het afwentelen van stijgende kosten op vooral consumenten en kleinverbruikers (of het nu gaat om netwerkkosten, transportkosten of belastingen).

Generation profile before storageGeneration profile once storage is installedMet het positioneren van gas als beste opvanger van pieken toont Boot zich schatplichtig aan het grootste dogma van de Nederlandse energiewereld. Zowel in transitiekringen als in beleidskringen wordt nog steeds gekeken naar gas voor het bieden van flexibiliteit. Daarmee worden twee trends genegeerd. Ten eerste de toenemende flexibiliteit van kolencentrales, die inmiddels ook in 15 minuten fors hun vermogen kunnen opschroeven of terugregelen. Bedrijven als RWE en E.On investeren fors in het ombouwen van kolencentrales om ze flexibeler te maken. Ten tweede de al eerder genoemde energieopslagsystemen. Deze hebben net als zon- en windenergie lage operationele kosten. Bovendien hebben ze een groot voordeel ten opzichte van conventionele centrales, doordat ze ook in staat zijn aanbodpieken op te vangen. Terwijl conventionele centrales enkel bij vraagpieken een bijdrage kunnen leveren. Daarnaast kunnen moderne energieopslagsystemen ook systeemdiensten leveren, zoals voltage en frequentieregeling. Het Duitse Younicos heeft dit jaar een eerste systeem in gebruik genomen en stelt de systeemdiensten goedkoper te kunnen leveren dan conventionele centrales. In Californië heeft een van de energiebedrijven recent 250 MW aan energieopslag gekocht op basis van laagste kosten, energieopslag was dus goedkoper dan gascentrales. Terwijl de gasprijs in VS lager ligt dan in Europa door de schaliegasboom.

Boot stelt ook dat een capaciteitsmarkt nodig is om voldoende betrouwbaar vermogen te houden. Want een koolstofarm systeem is volgens hem duur. Het is echter de vraag of een systeem dat ook in de regulering wordt omgevormd naar een systeem voor duurzame elektriciteit werkelijk duurder wordt, omdat er ook studies liggen die laten zien dat de benodigde hoeveelheid back-up capaciteit bij 100 procent hernieuwbaar lager kan zijn en dat de energieopslagsystemen ook andere functies vervullen waar nu conventionele centrales voor nodig zijn. Het is dan ook te hopen dat de Nederlandse gasrotonde nog een afslag kent en dat het mogelijk wordt om ook energieopslagsystemen onder te brengen in de capaciteitsmarkt, net als demand response programma’s.

Download hier de complete bundel “De Doorbraak van Duurzaam”

Geef een reactie