Brief regering : Leveringszekerheid elektriciteit
29 023 Voorzienings- en leveringszekerheid energie
Nr. 447
BRIEF VAN DE MINISTER VOOR KLIMAAT EN ENERGIE
Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal
Den Haag, 18 september 2023
Op 27 juni 2023 werd de motie van het lid Erkens c.s. (Kamerstuk 29 023, nr. 440) aangenomen (Handelingen II 2022/23, nr. 98, item 11) die de regering verzoekt te onderzoeken hoe strategische reserves en capaciteitsmechanismen
ingevoerd zouden kunnen worden in Nederland, wat daarvan de voor- en nadelen zouden
zijn als daartoe besloten wordt en de Kamer hierover uiterlijk eind 2023 te informeren.
Met deze brief, zoals ook toegezegd tijdens het commissiedebat Energiesysteem 2050
& kernenergie van 13 september jl., geef ik een eerste invulling aan deze motie door het
kader en de belangrijkste overwegingen te schetsen. In een volgende brief begin 2024
ontvangt uw Kamer een actualisatie. Daarnaast informeer ik uw Kamer over de stand
van zaken met betrekking tot de leveringszekerheid van elektriciteit in aanvulling
op de Kamerbrief van 2 juli 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 269).
De leveringszekerheid van elektriciteit is van groot belang voor de Nederlandse samenleving
en economie. Het elektriciteitssysteem verandert momenteel snel en zowel in Nederland
als in de landen om ons heen. In deze brief schets ik allereerst het belang van variërende
Europese elektriciteitsprijzen per uur en de jaarlijkse Europese en nationale monitoring.
Daarna schets ik het Europese kader met een voorkeur voor een strategische reserve
boven andere capaciteitsmechanismen. Door een aantal noodzakelijke stappen nu al te
zetten, zorg ik dat – mocht de leveringszekerheid in het geding komen – het inrichten
van een strategische reserve minder doorlooptijd kost. Tot slot geef ik een overzicht
van de verschillende capaciteitsmechanismen en schets ik op hoofdlijnen de voor- en
nadelen van capaciteitsmechanismen.
1 Toenemende groothandelsprijsverschillen elektriciteit per uur
Balans van vraag en aanbod op elk moment
Op Europees niveau moeten de hoeveelheid op het net ingevoede en van het net afgenomen
elektriciteit elk moment in evenwicht zijn. Alle grote en kleine elektriciteitsproducenten
en -gebruikers hebben niet alleen invloed op, maar kunnen ook bijdragen aan dit noodzakelijke
evenwicht.
Om de leveringszekerheid te borgen, is er ook op momenten dat de bijdrage van zon
en wind zeer gering is voldoende alternatief vermogen nodig. De zekerheid over de
in de markt te realiseren prijzen en opbrengsten speelt een belangrijke rol bij het
behouden van deze benodigde capaciteit en de aantrekkelijkheid van investeringen in
nieuwe flexibiliteit.
Groothandelsprijzen elektriciteit variëren steeds sterker van uur tot uur
De elektriciteitsprijzen op de groothandelsmarkt voor de volgende dag in Nederland
en de landen om ons heen variëren steeds sterker van uur tot uur. Bij veel wind en/of
zon is de elektriciteitsprijs laag en steeds vaker zelfs negatief door het toenemende
aandeel van wind en zon in de elektriciteitsproductie in Nederland en de landen om
ons heen.
Op de steeds minder vaak voorkomende momenten dat vanwege een beperkte bijdrage van
wind en zon flexibele gasgestookte centrales ingezet moeten worden, is de prijs hoog
door de gestegen gas- en ETS-prijzen. Dit geldt niet alleen in Nederland. Ook Duitsland,
België en andere landen in Noordwest-Europa hebben veelal dezelfde groothandelsprijsverschillen
voor elektriciteit per uur als Nederland.
Vermogen wind en zon in relatie tot de elektriciteitsvraag
Eind 2022 stond er volgens het CBS1 in Nederland 9 GW windenergie opgesteld op land en zee samen (+1 GW in 2022) en 19
GW aan zonnepanelen (+4 GW in 2022). Het elektriciteitsverbruik in Nederland vraagt
een gemiddeld vermogen van 13 GW. In de lente en de zomer is daardoor op zonnige middagen
de elektriciteitsopwekking uit zonnepanelen in Nederland genoeg om 100% van alle elektriciteitsverbruik
in Nederland te voorzien en zelfs een flink deel te exporteren. Daar waar Nederland
sinds 1980 per saldo over een jaar tot wel 20% van het elektriciteitsverbruik importeerde,
heeft Nederland zich de laatste jaren ontwikkeld tot een nu nog kleine maar groeiende
exporteur van elektriciteit.
De uitwisseling van elektriciteit met omliggende landen via de interconnectoren neemt
om dezelfde redenen toe. Vanwege de sterke verbondenheid van het Nederlandse elektriciteitssysteem
met die landen, kan op met name zonnige lente- en zomerdagen binnen één etmaal 4 GW
import in de nacht afgewisseld worden met 6 GW export gedurende de middag.
Sterke financiële prikkel voor balans vanuit programmaverantwoordelijkheid
De groothandelsprijzen zoals hiervoor beschreven komen 12 tot 36 uur voor het daadwerkelijke
moment van leveren tot stand op een veilingmoment om 12.00 uur ’s middags de dag ervoor.
Daarna kan er nog verder gehandeld worden via bijvoorbeeld intra-day handel tot 5 minuten vóór de levering en via uur-, halfuur- of kwartuurcontracten.
Op het moment van daadwerkelijke productie en gebruik geldt het systeem van programmaverantwoordelijkheid.
Als partijen afwijken van hun geplande invoeding op of afname van het net, ontstaat
onbalans. De kosten om de onbalans op te lossen zet TenneT door naar de partij die
de onbalans veroorzaakt. De prijzen van onbalans kunnen bij krapte nog veel hoger
oplopen dan de prijzen zoals die de dag van tevoren tot stand komen. Dit geeft een
sterke prikkel aan alle partijen om bij te dragen aan het evenwicht op elk moment
en geeft ook een prikkel om flexibel vermogen beschikbaar te stellen en te houden,
ook wanneer dat vermogen op jaarbasis slechts beperkt wordt ingezet.
Kader: verwachte variatie elektriciteitsgroothandelsprijs
TenneT heeft onderzocht hoe een toekomstig CO2-vrij elektriciteitssysteem eruit kan zien2. Eén van de uitkomsten is dat in een toekomstig CO2-vrij elektriciteitssysteem gemiddeld genomen de prijzen 100 tot 500 uur per jaar
sterk op kunnen lopen (€ 200–15.000/MWh) doordat bijvoorbeeld vrijwillige vraagafschakeling
in de industrie nodig is om vraag en aanbod in balans te brengen. Vervolgens zijn
er gemiddeld ongeveer 2.000 uur in een jaar dat gascentrales op basis van waterstof
(straks goedkoper dan nu) de prijs bepalen (~€ 150/MWh). Het grootste deel van de
tijd, gemiddeld zo’n 5.000–6.000 uur per jaar, zal de prijs relatief laag (~€ 30–50/MWh)
zijn en bepaald worden door de naar verwachting flink toenemende flexibele elektriciteitsvraag
voor warmte, mobiliteit en waterstofproductie die inspeelt op relatief grote beschikbaarheid
van elektriciteit uit wind en zon, die dan volledig benut wordt. Deze flexibele vraag
is nu nog beperkt aanwezig in het elektriciteitssysteem en één van de oorzaken van
de (soms flink) negatieve prijzen op dit moment. De laatste ongeveer 1.000 uur in
een jaar is het aanbod van elektriciteit uit wind en zon zo groot, dat er geen vraag
meer is naar deze laatste stroom. Dan zal een deel van de windmolens of zonnepanelen
afschakelen en de groothandelsprijs naar € 0/MWh gaan.
Veel vormen van flexibiliteit samen bepalen leveringszekerheid
Vanuit nationaal perspectief zijn er vier vormen van flexibiliteit3, namelijk interconnectie, (batterij)opslag, (CO2-vrij) regelbaar vermogen en vraagrespons. Samen bepalen deze vier vormen van flexibiliteit
de leveringszekerheid. Elke vorm van flexibiliteit heeft vele vormen en variaties
met elk zijn eigen kenmerken qua omvang, duur en snelheid van op- en afregelen. Als
er één vorm van flexibiliteit in omvang toeneemt, is er minder van de andere vormen
van flexibiliteit nodig. Door de grote interconnectie, kan de benodigde flexibiliteit
ook deels van buiten Nederland komen of kan – omgekeerd – het buitenland flexibiliteit
uit Nederland gebruiken.
Invloed van overheidsbeleid op leveringszekerheid
Een deel van het overheidsbeleid zoals salderen, SDE++ en energiebelasting, heeft
rechtstreeks invloed op de prijzen en de prikkels die het aan de elektriciteitsproducenten
en -gebruikers geeft om meer of minder elektriciteit te produceren en te gebruiken
op een bepaald moment. Vanuit het noodzakelijk evenwicht op elk moment en om te voorzien
in de efficiënte inzet en ontwikkeling van flexibiliteit, is het wenselijk om deze
directe invloed op prijzen en prikkels zoveel mogelijk te beperken.
Daarnaast heeft veel beleid invloed op (de behoefte aan) één of meer vormen van flexibiliteit.
Het verbod op kolen voor elektriciteitsproductie na 2029, het Europese emissiehandelssysteem
(ETS) met elk jaar uitgifte van minder emissierechten, subsidie voor de productie
van hernieuwbare elektriciteit en voor de ombouw van gascentrales en het open houden
en realiseren van nieuwe kerncentrales heeft invloed op het (CO2-vrij) regelbaar vermogen. Het klimaatbeleid dat leidt tot elektrificatie van industrie,
mobiliteit en warmtevoorziening en de inzet op productie van groene waterstof leidt
tot toename van de elektriciteitsvraag en vaak ook tot een grotere prijsgevoeligheid
en flexibiliteit van die toegenomen vraag. Het realiseren van meer windenergie op
zee leidt tot meer aanbod van elektriciteit. Daarnaast zet ik in op het vergroten
van interconnectiecapaciteit met onze buurlanden. Dit krijgt onder meer vorm middels
LionLink, de te bouwen hybride verbinding met het Verenigd Koninkrijk. Het is belangrijk
om bij dergelijk beleid telkens het belang van de leveringszekerheid van elektriciteit
goed mee te wegen.
2 Monitoring leveringszekerheid elektriciteit
In de Kamerbrief van 2 juli 2021 (Kamerstuk 29 023, nr. 269) is uitgebreid ingegaan op een aantal wijzigingen die TenneT doorvoert in de jaarlijkse
nationale monitoring leveringszekerheid. TenneT publiceert de monitoring jaarlijks
op zijn website4. Inmiddels werkt het Europese netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit
(ENTSO-E) aan de derde jaarlijkse European Resource Adequacy Assesment (ERAA) die
zij eind dit jaar publiceert5. De ERAA geeft per land inzicht in de leveringszekerheid in onder andere 2030. Om
de nationale monitoring beter te laten aansluiten op de ERAA zal deze voortaan iets
later in het jaar uitkomen dan de afgelopen jaren gebruikelijk was.
Vanwege de snelle veranderingen in het elektriciteitssysteem en de weersafhankelijkheid
wordt het steeds moeilijker om ver vooruit de leveringszekerheid goed vast te stellen.
De omvang van de vraag naar elektriciteit in 2030, de flexibiliteit daarin (vraagrespons),
het opgestelde vermogen aan batterijen en de eigenschappen daarvan in Nederland en
de landen om ons heen laten zich lastig voorspellen. Dit terwijl deze belangrijke
parameters vormen waarvoor aannames moeten worden gedaan om de leveringszekerheid
in 2030 te bepalen. Door de jaarlijkse monitoring op zowel Europees als nationaal
niveau zijn telkens de meest actuele inzichten beschikbaar. Na jaren van een verwacht
overadequaat elektriciteitssysteem komt naar verwachting de leveringszekerheid in
2030 in Nederland in de laatste Europese en nationale monitoring met name door afname
van regelbaar vermogen in landen om ons heen voor het eerst rond de gewenste richtwaarde
uit. Ik houd deze ontwikkeling nauwlettend in de gaten.
3 Kader leveringszekerheid
Het kader voor de leveringszekerheid volgt uit de Elektriciteitsverordening (Verordening
(EU) 2019/943) met als kern de artikelen 20 en 21 en is beschreven in de hiervoor
genoemde Kamerbrief. Het uitgangspunt is dat de geïntegreerde Europese markt en marktinvesteringen
in productiecapaciteit, opslag en vraagrespons gezamenlijk de leveringszekerheid borgen.
In mijn brief van 7 juli 2023 (Kamerstukken 31 239 en 32 813, nr. 379) over de subsidieregeling gericht op CO2-vrij regelbaar vermogen, heb ik aangegeven dat regelbare elektriciteitscentrales
vanwege hun hoge variabele kosten in toenemende mate een andere rol in het CO2-vrij elektriciteitssysteem krijgen. De regelbare centrales voorzien steeds minder
in de basislast en zijn in toenemende mate de flexibiliteitstoepassing die in laatste
instantie wordt ingezet op de momenten dat de productie van hernieuwbare elektriciteit
ook via interconnectie lager is dan de vraag en overige flexibiliteitsmiddelen (vraagrespons,
opslag) zijn uitgeput.
De aanscherping van het ETS, van steeds minder tot geen uitgifte van emissierechten
in 2040, vormt voor de gascentrales al een prikkel om te zorgen voor CO2-vrije elektriciteitsproductie. De subsidieregeling ondersteunt de centrales in Nederland
bij een versneld ombouwproces en wordt momenteel verder uitgewerkt.
De hierboven beschreven verwachte ontwikkeling van de elektriciteitsmarkt en de (hoogte
en volatiliteit van de) elektriciteitsprijzen zullen er naar verwachting voor zorgen
dat het beschikbaar hebben en houden van regelbare CO2-vrije centrales voldoende aantrekkelijk blijft.
4 Voorbereid zijn op capaciteitsmechanismen
De motie van het lid Erkens c.s. (Kamerstuk 29 023, nr. 440) constateert in de overwegingen terecht dat het invoeren van een strategische reserve
of capaciteitsmechanismen een langjarig proces kan zijn. Dit onder andere vanwege
de eisen en voorwaarden vanuit de Elektriciteitsverordening, zoals het verplicht opstellen
van een uitvoeringsplan, afstemming met buurlanden en de staatssteungoedkeuring die
dit van de Europese Commissie vergt.
Naast het invoeren van een strategische reserve of andere capaciteitsmechanismen is
er ook veel ander beleid dat een bijdrage levert aan leveringszekerheid, doordat het
leidt tot meer interconnectie (zoals LionLink), (batterij)opslag, (CO2-vrij) regelbaar vermogen en vraagrespons. Voorbeelden zijn SDE++ voor e-boilers,
de realisatie van kerncentrales en de routekaart energieopslag (Kamerstukken 29 023 en 31 239, nr. 430) die aangeeft dat er veel aanvragen voor het aansluiten van grootschalige baterijen
in de pijplijn zitten bij de netbeheerders. De leveringszekerheid is daarmee niet
alleen afhankelijk van een strategische reserve of capaciteitsmechanismen.
Om niettemin voorbereid te zijn op een eventuele invoering van een strategische reserve
bevat het wetsvoorstel voor de Energiewet, zoals op 9 juni bij uw Kamer ingediend
(Kamerstuk 36 378, nrs. 1–5), met artikel 5.12 de mogelijkheid om de transmissiesysteembeheerder voor elektriciteit
op te kunnen dragen een strategische reserve in te richten.
Door daarnaast, zoals hiervoor beschreven, de nationale monitor beter aan te laten
sluiten op de ERAA, biedt dit ook sneller een betere onderbouwing voor een eventueel
uitvoeringsplan dat ingediend moet worden bij de Europese Commissie als de invoering
van een strategische reserve of een ander capaciteitsmechanisme wordt overwogen.
Tot slot heeft de ACM als één van de verplichte stappen nu al de «value of lost load»
vastgesteld6.
Met deze voorbereidende stappen vraagt het inrichten van een strategische reserve,
mocht dat noodzakelijk worden, aanzienlijk minder doorlooptijd. Het (tijdelijk) achter
de hand houden van een gascentrale in de periode vanaf 2030 die anders definitief
sluit, kan – als de Europese Commissie ermee instemt – binnen enkele jaren geregeld
zijn. Invoering mag volgens de Elektriciteitsverordening pas wanneer uit de monitoring
blijkt dat de leveringszekerheid in het geding dreigt te komen. Dit is nu niet het
geval.
De Elektriciteitsverordening stelt ook dat alleen als een strategische reserve het
leveringszekerheidsrisico onvoldoende adresseert – en de Europese Commissie die mening
deelt – andere, verdergaande vormen van capaciteitsmechanismen kunnen worden overwogen.
Om te waarborgen dat we indien nodig op tijd in actie komen wordt structureel en zeer
regelmatig in Europees verband overleg gevoerd, waar ook vertegenwoordigers van de
Europese Commissie bij betrokken zijn.
5 Voor- en nadelen capaciteitsmechanismen
De eerdergenoemde motie van het lid Erkens c.s. roept op tot onderzoek naar de inzet
van capaciteitsmechanismen en de voor- en nadelen daarvan. Hieronder volgt een eerste
aanzet.
Nederland kent een energy only markt. In een energy only markt wordt enkel een vergoeding uitgekeerd aan op een bepaald
moment geleverde elektriciteit. Als gevolg daarvan kent een energy only markt sterke
prijsprikkels welke efficiëntie en innovatie bevorderen. Prijsfluctuaties en hoge
prijzen leiden tot de benodigde investeringen in verschillende flexibiliteitsopties
waaronder regelbaar vermogen, vraagsturing en opslag. De energy only markt geeft daarmee
op effectieve wijze invulling aan adequate beschikbaarheid van de benodigde flexibiliteitsopties.
Als de energy only markt niet in staat is de leveringszekerheid te borgen, zou een
capaciteitsmechanisme ingevoerd kunnen worden. Allereerst kan dan gedacht worden aan
het invoeren van een strategische reserve. Een strategische reserve is een relatief
milde vorm van een capaciteitsmechanisme, welke doorgaans gericht is op het behouden
van bestaande productiecapaciteit. Een strategische reserve heeft als kenmerk dat
het een effectieve methode is om relatief beperkte productietekorten, welke zich voordoen
als gevolg van een onrendabele top in de markt, te ondervangen. Als een strategische
reserve wordt ingevoerd, zal TenneT hoogstwaarschijnlijk een bestaande gascentrale
uit de markt halen. De betreffende centrale ontvangt dan een vergoeding om capaciteit
beschikbaar te houden wanneer nodig. Deze gascentrale kan vervolgens niet meer deelnemen
aan de elektriciteitsmarkt en mag enkel worden aangewend als een tekort optreedt.
Een gevolg van het instellen van een strategische reserve is dat het regelbaar vermogen
in de markt per direct afneemt. Dit kan de hoeveelheid tekorten in de markt doen toenemen
en daarmee leiden tot hogere elektriciteitsprijzen. Daarnaast komen de kosten van
TenneT voor het in werking stellen en operationaliseren van een strategische reserve
bij de maatschappij terecht. Afhankelijk van de regels die aan de inzet van de strategische
reserve gesteld worden, beperkt deze mogelijk een deel van de prijsprikkels uit de
markt die zouden kunnen leiden tot innovaties en de ontwikkeling van vraagsturing
en opslag.
Overige capaciteitsmechanismen variëren in opzet doordat die gebaseerd zijn op een
prijs en het volume daarvan een resultante is of andersom. In het eerste geval is
er een bepaald budget beschikbaar en wordt getenderd om een zo groot mogelijk volume
te realiseren. In het tweede geval staat het volume vast en wordt getenderd om de
prijs zo laag mogelijk te houden. De uitvoering kan centraal of decentraal (via elektriciteitsgebruikers)
zijn. Tot slot kan een capaciteitsmechanisme ook gericht zijn op een of meer vormen
van flexibiliteit of markt breed alle technieken toestaan. Onderstaande figuur bevat
een overzicht van mogelijke capaciteitsmechanismen:
Capaciteitsmechanismen anders dan een strategische reserve, zoals een capaciteitsmarkt
waarbij via een veiling de bouw van nieuwe productiecapaciteit wordt gefinancierd
door de overheid, zijn complexer om te ontwerpen, erg kostbaar en hebben veelal een
groter marktverstorend effect. Producenten of afnemers blijven dan in de markt meedoen
en krijgen tegelijk een extra vaste vergoeding om een bepaalde capaciteit in een bepaalde
periode beschikbaar te stellen, of om bij bepaalde hoge prijzen extra vermogen te
leveren of minder af te nemen tegen vooraf vastgestelde prijzen of bij tekorten. Het
gaat veelal om het beschikbaar stellen van bestaande of in extremere situaties nieuw
te bouwen productiecapaciteit.
Daarmee kunnen die andere capaciteitsmechanismen de mogelijke problematiek rondom
het borgen van de leveringszekerheid op verschillende manieren adresseren. In tegenstelling
tot een strategische reserve, zijn deze in staat om meer significante tekorten te
voorkomen. De impact en effectiviteit van een capaciteitsmechanisme is onder meer
afhankelijk van het specifieke mechanisme, en ook de randvoorwaarden die hieraan verbonden
worden. Een capaciteitsmechanisme kan bijvoorbeeld tijdige investeringen in (nieuw)
regelbaar vermogen stimuleren. Echter, de consequenties verbonden aan het invoeren
van een capaciteitsmechanisme zijn aanzienlijk.
Allereerst zijn de kosten gepaard aan het invoeren en in werking houden van andere
vormen van capaciteitsmechanisme hoog, en ook significant hoger dan in het geval van
een strategische reserve. De overheid of netbeheerder die de extra vaste vergoeding
aan producenten of afnemers betaalt, zal deze via nettarieven of belastingen bij de
maatschappij terecht laten komen. Bij andere vormen moeten de afnemers zelf rechtstreeks
capaciteit inkopen. Daarnaast is het zeer waarschijnlijk dat een capaciteitsmechanisme
na invoering blijvend is. Dit komt omdat de productiemiddelen welke afhankelijk zijn
van het capaciteitsmechanisme naar alle waarschijnlijkheid enkel rendabel zijn zolang
het capaciteitsmechanisme bestaat. Omdat bij de overige capaciteitsmechanismen de
marktpartijen in de markt mee mogen blijven doen, komen de baten, in geval van export,
voor een aanzienlijk deel in de buurlanden terecht. Als Nederland geen tekort heeft,
kan het buitenland gebruik maken van deze extra capaciteit in Nederland. Ook worden
door meer aanbod de lagere prijzen met de landen om ons heen gedeeld.
Gezien de snelle veranderingen van het elektriciteitssysteem in Nederland en de landen
om ons heen en de grote verbondenheid met de landen om ons heen, ben ik voornemens
met deskundigen uit onder meer de wetenschap de ontwikkelingen van het elektriciteitssysteem
te bespreken en hierbij specifiek in te gaan op de voor- en nadelen van capaciteitsmechanismen.
Ik zal uw Kamer over de uitkomsten begin 2024 nader informeren.
De Minister voor Klimaat en Energie, R.A.A. Jetten
Indieners
-
Indiener
R.A.A. Jetten, minister voor Klimaat en Energie