Energiemonitor – Netbeheerder: Voor wat, hoort wat 2

door: Farah Abi Morshed

Het elektriciteitstransmissienet – deel 2

  • Door de fluctuerende levering van duurzame energie aan het elektriciteitsnet en de uitfasering van de basislastcapaciteit (kolen- en kerncentrales) zullen vraag en aanbod verder uit evenwicht raken
  • Stabiele centrales dragen bij aan een goede balans tussen productie en verbruik, terwijl…
  • … de integratie van de flexibele capaciteit van eindverbruikers het evenwicht in het systeem en daarmee de energietransitie kan bevorderen
  • Een nieuwe marktopzet is nodig om de energietransitie te faciliteren
Netbeheerder-Voor-wat-hoort-wat-deel-2-elektriciteitstransmissie.pdf (150 KB)
Download

Inleiding

De energietransitie in Europa is een verhaal met twee kanten. Enerzijds de toenemende penetratiegraad van duurzame energie en anderzijds de uitfasering van basislastcentrales die gebruik van fossiele brandstoffen maken. Naast al deze veranderingen hebben netbeheerders te maken met de volatiliteit van energiebronnen en de opkomst van elektrificatie. Dit zal van invloed op de betrouwbaarheid van het elektriciteitsnet zijn. Tot dusverre zijn de transmissienetbeheerders (Transmission System Operators – TSO’s) verantwoordelijk voor de hoogspanningslijnen en moeten de Balancing Responsbile Parties (BRP’s) vraag en aanbod in hun portefeuille op elkaar afstemmen. Tenzij TSO’s en BRP’s de mogelijkheid benutten om decentrale energiebronnen aan- en uit te schakelen, kunnen deze veranderingen een bedreiging voor de stabiliteit van het net en daarmee de veiligheid van het aanbod vormen. Hervorming van de marktopzet is dan ook een dringende noodzaak.

De uitdaging voor het transmissienet

In tegenstelling tot warmtekrachtcentrales die een constante en stabiele elektriciteitsproductie kunnen garanderen, zijn zonnepanelen- en windmolenparken onregelmatige en volatiele energiebronnen. Hun productievolume wisselt dan ook voortdurend. Vroeger was het elektriciteitslandschap simpel en moest de BRP vraag en aanbod in evenwicht houden. De productie was volledig gecentraliseerd, voorspelbaar en regelbaar . Omdat de vraag inelastisch was, werd de productie simpelweg aan de vraag aangepast. In het hedendaagse elektriciteitslandschap is voorspelling van de vraag essentieel. De productie is nu decentraal, niet-regelbaar en volatiel. Zo zijn windmolenparken volledig afhankelijk van de windsnelheid en -richting en kan hun productie niet in een handomdraai worden opgevoerd. Tegelijkertijd neemt de elektrificatie toe en wordt de vraag elastischer (huishoudens en bedrijven gebruiken steeds meer elektrische apparaten en installaties die op verschillende tijden van de dag stroom verbruiken). Dit betekent dat zowel het aanbod als de vraag moet worden voorspeld en aangepast om te zorgen dat ze steeds in balans zijn (zie figuur 1).

Onbalans van productie en verbruik kan de volgende effecten hebben

  1. Van een kortstondige onbalans is sprake wanneer de frequentie boven of onder de netwerkstandaard van 50 Hertz (Hz) ligt . Afwijking van deze waarde kan de levensduur van het apparaat of de installatie negatief beïnvloeden en tot stroomuitval leiden. Een goed voorbeeld is de kwestie rond Kosovo en Servië die vorig jaar aan het licht kwam: omdat deze landen van de standaardfrequentie van 50 Hz afweken, liepen digitale klokken achter.
  2. Van een langdurige onbalans is sprake wanneer dagelijkse of seizoengebonden schommelingen gedurende een langere periode de productie van zonne- of windenergie beperken en hierdoor de baarheid van de elektriciteitsvoorziening in het geding komt.

Als gevolg hiervan is extra regelbare capaciteit nodig. Dit is heel brandstofintensief, want warmtekrachtcentrales moeten (1) vaker worden opgestart en stopgezet en (2) sneller worden afgeschreven. Dit houdt in dat hogere kosten voor balancering moeten worden gemaakt.

Een andere uitdaging betreft de afhankelijkheid van de internationale markt en de interconnectiviteit van markten om elektriciteitstekorten op te vangen met overschotten of via de invoer van stroom. Dit is een hele uitdaging omdat buurlanden vergelijkbare zon- en windpatronen hebben en dus met vergelijkbare problemen kampen. In Duitsland bijvoorbeeld zal de onbalans in het elektriciteitsnet toenemen doordat in het noorden duurzame energie belangrijker wordt en in het zuiden kernenergie wordt uitgefaseerd. Vorig jaar voorzag steenkool nog voor meer dan 35% in de Duitse vraag naar elektriciteit, maar het gebruik van steenkool moet in 2023 tot 30 GW zijn teruggedrongen en in 2038 volledig zijn afgebouwd. Het elektriciteitsoverschot dat voor de export naar buurlanden beschikbaar is, neemt hierdoor af. In een steeds sterker verweven elektriciteitsmarkt kan dit een negatief uitstralingseffect hebben.

Elektriciteitsmarkt moet worden aangepast om kortstondige onbalans (dagen, uren, secondes) te beperken

Door de toenemende penetratiegraad van duurzame energie schommelen de intradag- en realtimeprijzen sterker. Wanneer de productie van duurzame energie afwijkt van het voorspelde niveau (prognosefout), ontstaat er een onbalans in de portefeuille. Prognosefouten als gevolg van volatiliteit en intermittentie (schoksgewijs aanbod) maken een uitbreiding van near-real-time flexibiliteitsbronnen noodzakelijk.

Tegelijkertijd daalt de basislastproductie (vooral kolen- en kerncentrales), waardoor wellicht duurdere alternatieven (zoals gasgestookte piekcentrales ) nodig zijn om pieken in de vraag op te vangen. Daarbij komt dat door elektrificatie het verschil tussen vraag en aanbod groter wordt en de piekprijzen oplopen. Tenzij de markt de inzet van flexibiliteitsbronnen in piekperiodes toelaat, zijn hogere prijzen onvermijdelijk – vooral in periodes van hoge vraag en geringe beschikbaarheid van duurzame energie.

TSO’s moeten flexibel inspelen op de wisselende levering van duurzame energie aan het elektriciteitsnet en het steeds complexere elektriciteitsverbruik. Het is zaak dat de elektriciteitsmarkt de flexibele capaciteit van huishoudens, bedrijven en oplaadpunten van elektrische auto’s integreert. Zo ver is het echter nog niet.

Wholesalemarkt
De wholesalemarkt (met name dag en intradag) is voor industriële beheerders opengesteld. Huiseigenaren mogen hier sinds 2018 actief zijn, onder bepaalde administratieve voorwaarden (slimme meters, voorspelling dagverbruik, geen financiële prikkels). Daarnaast is voor geaggregeerde flexibiliteit op de Nederlandse wholesalemarkt de toestemming van de energieleverancier vereist. De huidige regelgeving faciliteert nog niet de integratie van flexibiliteitsbronnen van onderaf.

Balanceringsmarkt
De balanceringsmarkt (minder dan 15 minuten, near-real-time) is toegankelijk voor bedrijven via een balanceringsportefeuille. Huiseigenaren zijn nog niet actief op deze markt vanwege vergelijkbare administratieve voorwaarden als op de wholesalemarkt gelden. Bovendien wordt flexibiliteit van oudsher door regelbare bronnen, zoals gasgestookte centrales, gerealiseerd – dus aan de aanbodzijde. De markt is er nog niet klaar voor om flexibiliteit aan de vraagzijde (elektrische auto’s, warmtepompen, verwarmings- en koelsystemen) te meten, te beheren en te beprijzen.

Het verschil tussen de totale vraag en de productiecapaciteit zal alleen maar groter worden, zeker wanneer basislastcentrales buiten bedrijf worden gesteld. Dit vereist een capaciteitsmarkt. In tegenstelling tot België, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk heeft Nederland nog geen capaciteitsmarkt. Dit type markt is door regeringen ingevoerd om bij een hoge vraag en een laag aanbod de betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening tegen betaalbare piektarieven te kunnen waarborgen. Tot op heden vertrouwt Nederland op regelbare en stabiele productie om vraag en aanbod in evenwicht te houden, maar op de langere termijn moet dit veranderen.

Nieuwe technologieën worden essentieel om langdurige onbalans te beperken

In de komende tijd neemt het gebruik van duurzame energie verder toe en wordt de productie van basislastcentrales die gebruik van fossiele brandstoffen maken, afgebouwd. Dit proces zal gepaard gaan met periodes van zowel productieoverschot als productietekort (zie figuur 2). Grootschalige flexibiliteit wordt cruciaal om het gat te dichten. Waterstof is een bewezen technologie die de intermittentie van duurzame energie kan helpen verminderen. Hiervoor is echter schaalgrootte nodig. De productie van waterstof uit elektrolyse van overtollige duurzame energie (‘groene waterstof’), de opslag ervan en de reconversie naar elektriciteit in periodes van stroomtekort is nog een heel kostbaar proces en het zal nog jaren duren voordat dit het nieuwe normaal wordt. Om dit alternatief financieel aantrekkelijker te maken, is een snelle uitrol noodzakelijk en moeten de kosten fors worden verlaagd. In de tussentijd zijn op grijze en blauwe waterstof gebaseerde technologieën, waarbij gebruik van fossiele brandstoffen wordt gemaakt, nodig voor de energietransitie. Deze technologieën zijn nuttig voor de ontwikkeling van de benodigde infrastructuur voor het gebruik en het transport van waterstof (gasnetwerken, pijpleidingen, havens, etc.) (DNV.GL, 2019).

Daarnaast wordt hard aan de elektrificatie van de verwarming van huizen en bedrijven (hybride warmtepompen en gecombineerde warmtekrachtcentrales) gewerkt. Hier ligt een groot potentieel als de vraag en tijdkritische processen worden geflexibiliseerd. Om dit te realiseren en de zekerheid van het aanbod te waarborgen, is het mogelijk van cruciaal belang dat de overheid het voortouw neemt en een mandaat verstrekt voor flexibiliteitsbronnen en integratie in het elektriciteitsnet.

Hoe nu verder?

De TSO moet flexibel inspelen op de wisselende levering van duurzame energie aan het elektriciteitsnet, de toenemende elektrificatie en de geleidelijke afbouw van de basislastcapaciteit. Een heuse doorbraak op de elektriciteitsmarkt is nodig zodat de TSO de flexibele capaciteit van huishoudens, bedrijven en oplaadpunten van elektrische auto’s kan integreren. Stabiele elektriciteitscentrales dragen bij aan het vereiste evenwicht tussen productie en verbruik, terwijl eigenaars van auto’s, warmtepompen en zonnepanelen op daken de netfrequentie op 50 Hz helpen houden. Dit geeft de eindverbruiker de kans om een steentje aan de energietransitie bij te dragen.

De onbalans tussen vraag en aanbod op de lange termijn vereist een mandaat van de overheid voor flexibiliteitsbronnen om de zekerheid van het aanbod te waarborgen. Dat er tijdens periodes van overproductie teveel energie is om te transporteren, wil niet zeggen dat we niet vol op uitbreiding van duurzame energieparken moeten inzetten. En dat er soms periodes zijn waarin de productie van duurzame energie laag is, wil niet zeggen dat we ons aan fossiele brandstoffen moeten blijven vastklampen. Kleine en grote flexibiliteitsbronnen zijn essentieel om de kloof in zowel tijd als capaciteit tussen vraag en aanbod te overbruggen. Willen we het elektriciteitslandschap veranderen, dan moeten we het prijskaartje dat daaraan hangt ook oppakken. Immers voor wat, hoort wat!