Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst · - Energiemarkt 2002-2012 - Duitsland Energiewende:...

Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst 20 maart 2013

Klaas Hommes Arnhem, 20 maart 2013

Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst

Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst 20 maart 2013 2

Transitie Veranderingen in productie Veranderingen in balancering Nieuwe kansen Vergroening

20-03-2013


Agenda

3

- TenneT - Energiemarkt 2002-2012 - Duitsland Energiewende: lessons learned! - Netontwikkeling in NL: Visie 2030 en duurzaam - Systeemeffecten en marktmodel: uitdagingen

Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst 20 maart 2013 4

TenneT

Totaal km net 19.871 km

Oppervlakte gebied 182.000 km

Aantal stations 403

Aantal eindverbruikers 36 miljoen

Geïnstalleerd vermogen 67.000 MW

Omzet € 1,6 miljard

Activa € 8,3 miljard

Materieel vast actief € 5,1 miljard

Aantal werknemers 1.940


Enorme ontwikkelingen zowel in Europa als Nederland

5

Elektriciteitsmarkt: de keten


Europese Net


Marktordening

7


TenneT 2002-2012

Vertreksituatie 2002 10-15% hogere elektriciteitsprijzen in Nederland Volatiele prijs APX 20% importafhankelijkheid Versnipperd transportnet

Strategie: van “Rand van Europa” naar “Powerhub” Meer verbindingen buitenland (interconnectoren) Beter gebruik interconnectoren (marktkoppeling, intraday) Bundeling transportnetten Nederland en over grens (D, B)

10


Maatregelen

Meer buitenlandverbindingen (interconnector)

NorNed 700 MW in 2008 BritNed 1.000 MW in 2010 Doetinchem - Wesel 1.300 MW in 2014

Betere systemen capaciteitsallocatie

Marktkoppeling: benutting interconnectoren naar 100% Intraday Duitsland, België, Noorwegen

11


Maatregelen

Marktintegratie Bundeling TenneT - transpower

Ontwikkeling beurs In 80% gelijke prijs NL- D (2011) Volatiliteit van 34% naar 14%

Bundeling transportnetten NL Van 6 eigenaren naar één Van 6 control centers naar “1+1” Investeringen in stations (nieuw + extra velden)

12


Projecten Nederland

13

Investeringsprogramma 2013-2022 EUR 5,0 miljard 300 projecten, waaronder: • Randstad 380 kV • Noord-West 380 kV Totaal • Zuid-West 380 kV EUR 2,8 mld

• Doetinchem-Wesel (interconnector) • Noordoostpolder 110 kV (windenergie)


Investeringsprogramma 2013-2022 EUR 3,7 miljard Belangrijke onshore projecten: • Ganderkesee-St Hülfe • Audorf-Hamburg/Nord-Dollern • Diele-Niederrhein • Wahle-Mecklar • Altenfeld-Redwitz • St. Peter-Isar • Stade-Dollern • Wilhelmshaven-Conneforde

14

Onshore Projecten Duitsland


Offshore projecten Duitsland

15

Riffgat

KS Diele

KS Dörpen West

UW Emden Borssum

BorWin2 BorWin1 BorWin4 BorWin5

HelWin1 HelWin2

DolWin2 DolWin1 DolWin3 DolWin4

alpha ventus

BorWin3

UW Inhausen

Nordergründe

KS Büttel

KS Emden/Ost

UW Hagermarsch

SylWin1 SylWin2

Investering van EUR 4,5 miljard in komende 10 jaar

Project Capaciteit (MW)

Ingebruik- name

In bedrijf alpha ventus 60 2009 BorWin 1 400 2010 In aanbouw/aanbesteed BorWin2 800 2015 DolWin1 800 2013 DolWin2 900 2015 HelWin1 576 2014 HelWin2 690 2015 SylWin1 864 2014 Riffgat 108 2013

Nordergründe 111 2014

Dolwin 3 900 2017

Totale capaciteit 6.209 In aanbesteding BorWin3 en BorWin4 1.800


Energiewende 2010: langetermijnstrategie duurzame energie • Duurzaamheidsdoelstelling 2020: 35%

2011: kernramp Fukushima • Versnelling uitfasering nucleair: in 2020 alle kerncentrales

buiten gebruik (echter zonder plan voor offshore ontwikkeling)

Nu is aandeel duurzame energie in Duitsland al 25%

16


Energiewende

17

Streven Duitse overheid • Van 16% (2010) naar 35% duurzaam in 2020 • Windparken Noordzee essentieel • In totaal gepland tot 2022: 13 gigawatt • Waarvan 11 gigawatt in Noordzee

Uitdagingen • Kapitaal • Tempo • Standaardisatie • Geschikt marktmodel

Nieuwe wetgeving • Lange termijn planning • Wettelijk kader voor aansprakelijkheid ! Energiewende heeft ook grote consequenties voor onshore verbindingen


Gewijzigde offshore wetgeving vanaf 2013

TenneT: intensieve lobby 2011-2012 • Planmatige aanpak/tienjarenplan

• Aansprakelijkheidsregeling (wie betaalt rekening bij vertraging bouw, onderbrekingen

in operatie, of bv kabelschade)

• Financiering

Nieuwe wet • Risico’s en aansprakelijkheid beperkt

• Lange termijn planning voor offshore windenergie

Akkoord Bondsdag: 29 november 2012

Akkoord Bondsraad: 14 december 2012

Per 1 januari 2013 in werking getreden

18


Vervolg gewijzigde wetgeving

Oude systeem, risico van stranded assets • Windparkontwikkelaar: recht op kostbare aansluiting, zonder plicht daadwerkelijk te

hoeven investeren

• Bouw platforms en windparken niet synchroon

Nieuwe systeem draait het om • Tienjarenplan, met daarin wanneer welke platforms gebouwd

• Daarna pas koppeling aan windparken

19


Lessons learned

• Net bepaalt tempo Energiewende • Gecoördineerde aanpak wind op zee, wind op land en aansluiting

net = laagste maatschappelijke kosten

• Aansluiten waar capaciteit en ruimte is • Meerjarig masterplan + volgorde + continuïteit • Overheid in de lead, stelt kaders

• Risico’s en aansprakelijkheid is geregeld? Oa. niet-beschikbaarheid

22 20-03-2013


Waar komen we vandaan

2007

23


Nu bouwen grote projecten “no regret’- investeringen Robuust voor alle scenario’s!

24


Vergelijking offshore wind

25

Nederland Duitsland Ambitie 2020 6.000 MW 10.000 MW Ambitie 2030 10.000 MW 25.000 MW Operationeel 228 MW 170 MW Awarded (uitgedrukt in aansluitcapaciteit) 730 MW 6.200 MW Aansluiting TSO Op land Offshore


Netwerk verbindt productie en consumptie

26

Net= offshore en op land

D: netwerk op land verzwaren NL: aansluiting offshore wind dicht bij verbruikcentra

20-03-2013


Verwacht aandeel duurzame energie

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

MW

i.W. Biomasse, Wasserkraft Wind Photovoltaik

min. belasting

35 GW

max. belasting

80 GW

productie ca. 130 GW

27

Op basis van scenario‘s gehanteerd in Netzentwicklungsplan 2022


-8.000 MW

-6.000 MW

-4.000 MW

-2.000 MW

0 MW

2.000 MW

4.000 MW

6.000 MW

8.000 MW

01.04.201100:00

03.04.201102:00

05.04.201104:00

07.04.201106:00

09.04.201108:00

11.04.201110:00

13.04.201112:00

15.04.201114:00

17.04.201116:00

19.04.201118:00

Grote volatiliteit invoeding duurzame energie

28

Import

Export

0 MW

5.000 MW

10.000 MW

15.000 MW

20.000 MW

25.000 MW

30.000 MW

WIND PV Wind/PV

Het conventionele productiepark moet over een hoge opregel- en afregelsnelheid beschikken!


Marktverstoring door EEG

29

Vraag

Aanbod

MW

-150 €/MWh 30 €/MWh

15.000

90.000

30.000

35.000

Beursprijs

Toename duurzame energie duwt conventionele productie uit de markt vanwege afnemende benuttingduur


Gevolgen voor investeringsklimaat

Atomausstieg (uitfasering nucleair) 2011 tot 2022: Totaal opgesteld vermogen -20.470 MW in Duitsland

30

Waargenomen verandering van benuttinggraad in Duitsland: • Basislast(kernenergie, bruinkool) van 7500 naar 7000 uren • Middenlast (steenkool) blijft ongeveer stabiel op 4000-4500 uren • Middenlast(GuD) neemt duidelijk af van 4000 naar 2000 uren • Pieklast (gasturbines) ca. 1000 uren stabiel


Toename verschil tussen opwek duurzame en conventionele energie

31

2010 2020 2030 2000

Toenemende invoeding van volatiele duurzame energie

Wegvallen van regelbare conventionele energie

Hoe kan in de toekomst de system operations worden zeker gesteld?

20-03-2013


Systeemeffecten: uitdagingen

Flows Grote Noord-Zuid Flows Duitsland

Duitse net kan dit onvoldoende faciliteren

Daardoor flows ten oosten en westen van Duitsland

Flows hebben een grote mate van onvoorspelbaarheid

PSTs Polen en Tsjechië vergroten flows

Verstoring productiemarkt Onvoldoende conventioneel productievermogen bij wegval zon- en wind

Onvoldoende regelbaar vermogen

Spanningsproblemen door wegvallen conventionele centrales

Inertia

32


Oplossingsrichtingen

Flow probleem: Netuitbreidingen (structureel)

Marktontwerp: zonal/ nodal pricing

Operationeel: Flow Based Allocatie, remedials, regional coordination

Productiecapaciteit/ regelvermogen/ spanning/ intertia Voldoende capaciteit om wegvallen duurzame capaciteit te compenseren

Voldoende flexibiliteit/snel regelvermogen

Prikkels om capaciteit beschikbaar te hebben. Energy only markt lijkt niet meer voldoende.

Echter, spanningsveld tussen subsidie/capaciteitsmarkt enerzijds en vrije markt anderzijds.

Voldoende geografisch gespreid t.b.v. spanningsmanagement : locatieprikkel (?)

Problemen zullen de komende jaren nog toenemen!

33


Oorzaken

Geen systeembenadering: Netuitbreiding, wetgeving, regelgeving, productie etc. zijn niet op elkaar afgestemd

Infrastructuren met de langste voorbereidingstijd en levensduur moeten infrastructuren met

kortere levensduur en korte doorlooptijden volgen

Europees beleid: Maximale marktintegratie/ marktwerking

Maximale inpassing duurzaamheid

Lage/ acceptabele kosten

Behouden betrouwbaarheidsniveau (impliciet)

Versus Nationaal Beleid: Per land verschillend, met soms tegenstrijdige prikkels

Meer Europese coördinatie en systeemdenken is noodzakelijk!

34

TenneT is de eerste grensoverschrijdende elektriciteitstransporteur van Europa. Met 20.000 kilometer aan hoogspannings- verbindingen en 36 miljoen eindgebruikers in Nederland en Duitsland behoren we tot de top 5 elektriciteitstransporteurs van Europa. Onze focus is gericht op de ontwikkeling van een Noordwest-Europese energiemarkt en op de integratie van duurzame energie.

www.tennet.eu

Taking power further

Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst · - Energiemarkt 2002-2012 - Duitsland Energiewende:...

Documents

Transcript of Elektriciteitsmarkt nu en in de toekomst · - Energiemarkt 2002-2012 - Duitsland Energiewende:...