30920572-Consulting 10-0198

Integratie van windenergie in het
Nederlandse elektriciteitsysteem in de
context van de Noordwest Europese
elektriciteitmarkt
Eindrapport Revisie
Arnhem, september 2010
Auteurs:E. Benz, C. Hewicker, N. Moldovan, G. Stienstra, W. van der Veen

In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken

KEMA Nederland B.V. Utrechtseweg 310, 6812 AR Arnhem Postbus 9035, 6800 ET Arnhem
T (026) 3 56 91 11 F (026) 3 89 24 77 contact@kema.com www.kema.com Handelsregister Arnhem 09080262

Het Ministerie van Economische Zaken is auteursrechthebbende van dit rapport
KEMA Nederland B.V. heeft in opdracht van het Ministerie van Economische Zaken dit onderzoek uitgevoerd en de
bevindingen in dit rapport vastgelegd.
Het is verboden om dit document op enige manier te wijzigen, het opsplitsen in delen daarbij inbegrepen. In geval van
afwijkingen tussen een elektronische versie (bijv. een PDF bestand) en de originele door KEMA verstrekte papieren
versie, prevaleert laatstgenoemde.
KEMA Nederland B.V. en/of de met haar gelieerde maatschappijen zijn niet aansprakelijk voor enige directe, indirecte,
bijkomstige of gevolgschade ontstaan door of bij het gebruik van de informatie of gegevens uit dit document, of door de
onmogelijkheid die informatie of gegevens te gebruiken.

Revisie september 2010

INHOUD

-3-

30920572-Consulting 10-0198

blz.

1
1.1
1.2
1.3

Introductie ...........................................................................................................10
Opdrachtomschrijving .........................................................................................10
Context ...............................................................................................................11
Hoofdvragen .......................................................................................................11

2

Marktwerking.......................................................................................................12

2.1
2.2
2.2.1
2.2.2
2.3
2.4

Prijsvorming in de elektriciteitmarkt .....................................................................12
Elektriciteitproductie-eenheden ...........................................................................15
Marginale kosten versus variabele kosten en integrale kosten............................16
Negatieve marktprijzen .......................................................................................18
Reservevermogen...............................................................................................19
Interconnectie (transmissie) capaciteit ................................................................20

3
3.1
3.2
3.3

Aanpak en methodologie van de marktsimulatie .................................................21
Het simulatiemodel PLEXOS ..............................................................................21
Marktwerking in een perfecte markt ....................................................................21
Aannames...........................................................................................................22

4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5

Scenario's ...........................................................................................................25
Basisscenario......................................................................................................27
Scenario 1- algemene scenario’s ........................................................................28
Scenario 2 - flexibiliteit van het energiesysteem..................................................28
Scenario 3 - minder kolencapaciteit ....................................................................29
Scenario 4 - overige scenario’s ...........................................................................31

5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.4.1
5.4.2

Resultaten marktwerking volgens simulaties .......................................................33
Algemene resultaten en discussie.......................................................................33
Elektriciteitproductiekosten..................................................................................34
Brandstofverbruik en CO2 emissie.......................................................................35
Elektriciteitprijzen en marginale systeemkosten ..................................................37
Jaargemiddelde kosten voor 2020 ......................................................................38
De invloed van windenergie ................................................................................39

5.4.3
5.5
5.6
5.7

De invloed van de brandstofmix ..........................................................................42
Impact van wind op WKK en kolen inzet .............................................................44
Import en export..................................................................................................48
De inzet van de kolencentrales ...........................................................................50

Revisie september 2010

-4-

30920572-Consulting 10-0198

6
6.1
6.2

Conclusies ..........................................................................................................51
Voornaamste aannames .....................................................................................51
Conclusies ..........................................................................................................52

7

Appendices .........................................................................................................55

7.1
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.2
7.3
7.4
7.5

Aanpak en modelering ........................................................................................56
Het simulatiemodel PLEXOS ..............................................................................56
Marktwerking in een perfecte markt ....................................................................56
De aannames voor het Noordwest Europese marktmodel...................................58
Aanbodcurven.....................................................................................................66
Brandstofmix in detail..........................................................................................66
Analyse van flexibiliteit van Nederlandse WKK eenheden...................................66
Begrippenlijst ......................................................................................................66

Revisie september 2010

-5-

30920572-Consulting 10-0198

MANAGEMENT SAMENVATTING
Opdracht omschrijving
In opdracht van het Ministerie van Economische Zaken heeft KEMA onderzoek gedaan naar
de integratie van grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in
de context van een Noordwest Europese elektriciteitmarkt, voor het jaar 2020. Energie uit
wind wordt gezien als een grote potentiële bron van duurzame elektriciteit en kan een
aanzienlijke bijdrage leveren aan het verwezenlijken van Nederlandse en Europese
doelstellingen voor CO2 emissiereductie en duurzame elektriciteit. Windenergie heeft de
eigenschap dat de hoeveelheid elektriciteit die in het systeem moet worden geabsorbeerd
sterk kan variëren in de tijd, omdat het soms wel en soms niet waait en omdat de precieze
hoeveelheid wind onvoorspelbaar is. Dit maakt dat wind, met name in grote hoeveelheden,
een impact heeft op het elektriciteitsysteem.
Met deze studie wordt een bijdrage geleverd aan de beantwoording van de vragen die
centraal staan in het EZ-project “Brandstofmix”. In het bijzonder behandelt deze studie de
volgende aspecten:
het vermogen om grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse energiesysteem
te combineren met het gebruik van WKK
de impact op de elektriciteitkosten
de invloed op CO2 emissies en brandstofverbruik
de samenhang tussen de elektriciteitproductie van WKK eenheden, windparken en
kolengestookte centrales
Aanpak
In deze studie is het Nederlandse elektriciteitsysteem gesimuleerd, in samenhang met de
totale regionale elektriciteitmarkt in Noordwest Europa, voor het jaar 2020. De uitgevoerde
simulaties zijn gebaseerd op perfecte competitie met de marginale kostprijs van de productie
eenheden als biedprijs in de elektriciteitmarkt. Hiertoe is gebruik gemaakt van een
chronologisch productiesimulatiemodel (PLEXOS), dat rekening houdt met de dynamische
bedrijfsvoering en beperkingen van de elektriciteitscentrales en het transmissienet. Deze
aanpak is een goede benadering van de inzet van opwekkingseenheden in de individuele
landen en de resulterende netwerkstromen tussen verschillende markten als ook binnen
enkele van de grotere landen.
Om de eerdergenoemde aspecten te kunnen analyseren is allereerst een basisscenario
geformuleerd met een aantal veronderstellingen omtrent de verwachte structuur en omvang
van de elektriciteitvoorziening in 2020. De belangrijkste aannames in het basisscenario zijn:

Revisie september 2010

-6-

30920572-Consulting 10-0198

1. De aannames ten aanzien van productiecapaciteit (zowel duurzaam als conventioneel) en
vraag naar elektriciteit in Nederland en de ons omringende landen zijn hoofdzakelijk
gebaseerd op recente inschattingen van de UCTE1.
2. In afwijking van de UCTE-inschatting wordt voor de elektriciteitvraag in Nederland
uitgegaan van 130 TWh2 en van opgesteld windvermogen van 12 GW3.
3. In 2020 is het overgrote deel van het opgestelde WKK-vermogen flexibel inzetbaar, omdat
verondersteld wordt dat voor de meeste toepassingen alternatieve warmtebronnen
beschikbaar zijn en het al dan niet inzetten van WKK een economische afweging is. Van
het totaal opgesteld WKK-vermogen in 2020 ter grootte van 18,6 GW wordt in het
basisscenario verondersteld dat 1.800 MW niet flexibel inzetbaar is en dus moet draaien,
de zogenaamde “must-run” capaciteit.
4. Terwijl het simulatiemodel rekening houdt met regionale loadflows en netbeperkingen,
houdt het geen rekening met potentiële netbeperkingen binnen de meeste landen, maar
veronderstelt het voldoende vervoercapaciteiten binnen elk netwerkgebied.
Om de gevoeligheid van de resultaten voor de aannames in kaart te brengen is naast het
basisscenario tevens een aantal varianten onderzocht. Het ging daarbij om:
een variant met meer en een variant met minder conventioneel vermogen in Nederland.
twee scenario's met minder windvermogen in Nederland (9 GW en 6 GW)
twee scenario's waarbij het “must-run” aandeel van WKK in 2020 hoger ligt (3.000 MW
en 6.000 MW must-run)
een scenario om de effecten van het uit bedrijf nemen van (oud) kolenvermogen in kaart
te brengen (25 GW minder kolen in alle beschouwde landen, waarvan 7,3 GW in
Nederland)
een scenario zonder Duitse “Kernaustieg”. In dit scenario blijft het totaal opgesteld
vermogen gelijk, omdat verondersteld wordt dat het in bedrijf houden van Duitse
kerncentrales een omgekeerd effect heeft op het overig conventioneel vermogen.
een scenario met een hogere vraag in 2020 (146 TWh in plaats van 130 TWh).
De resultaten van de simulaties zijn in detail beschreven in hoofdstuk 5. Hieronder vatten wij
de belangrijkste resultaten samen.

1

UCTE System Adequacy Forecast (SAF), Scenario B (december 2008)

2

Deze aanname wordt door ECN en PBL gehanteerd in hun binnenkort te publiceren nieuwe
referentieramingen.
3

Conform de beleidsinzet van het Kabinet zoals onder meer geformuleerd in de brief aan de Tweede
Kamer van 19 april jl.

Revisie september 2010

-7-

30920572-Consulting 10-0198

Belangrijkste resultaten
1. 12 GW wind in 2020 is inpasbaar in het elektriciteitsysteem
In het basisscenario is het mogelijk om 12 GW windenergie in het elektriciteitsysteem te
integreren zonder dat dit leidt tot het niet kunnen benutten van elektriciteit uit wind
(zogenaamde wind curtailment). Slechts 0,3% van de totale productie zal verloren gaan
door het terugregelen van windproductie. Ook bij scenario’s met minder flexibel WKKvermogen, ofwel een hoger aandeel must-run, zal vrijwel de volledige hoeveelheid
elektriciteit uit windenergie worden benut. In het scenario met 6.000 MW must-run zal
1,5% van de potentiële windproductie niet worden benut. Zie sectie 5.5.
2. CO2-emmisies in Nederland dalen bij toename van het opgesteld windvermogen.
De specifieke CO2-emissie als gevolg van de elektriciteitproductie in Nederland daalt bij
een toename van het opgestelde windvermogen4. In het basisscenario met 12 GW wind
gaat het om een emissie van 387 g/kWh, terwijl het in de scenario’s met 9 GW en 6 GW
wind om respectievelijk 423 en 468 g/kWh. Hierbij is rekening gehouden met het feit dat
conventionele centrales vaker in deellast en daardoor minder efficiënt draaien. Voor zover
dat WKK-vermogen betreft, is het eventuele extra inzetten van warmteketels niet
gemodelleerd. Zorgvuldige modellering hiervan vergt meer inzicht in de warmtekracht
situatie dan binnen het kader van deze studie aanwezig was en kon worden verkregen.
Zie sectie 5.3.
3. De gemiddelde
windvermogen.

marginale

kosten

dalen

bij

toename

van

het

opgesteld

In een optimaal werkende markt zal de marktprijs van elektriciteit bepaald worden door de
marginale kosten van de duurste productie-eenheid die op enig moment wordt ingezet.
Wanneer we het basisscenario met 12 GW wind vergelijken met de scenario’s met 9 GW
en 6 GW wind, dan blijkt dat de jaargemiddelde marginale kosten in de twee scenario’s
met minder wind resp. 5% en 10% hoger liggen. De opwekkosten per MWh stijgen met
9% en 20% bij de scenario's met 9 en 6 GW wind. Hieruit mag niet worden geconcludeerd
dat een scenario met meer wind in totaal goedkoper is dan een scenario met minder wind.
Investeringskosten en vaste kosten zijn bijvoorbeeld niet meegenomen, omdat deze niet
relevant zijn voor de hoogte van de marginale kosten.

4

We merken hierbij op dat voor de totale Europese CO2-uitstoot het ETS-plafond bepalend is.

Reductie in een bepaald land leidt waarschijnlijk tot handel over de grens en niet tot echte
vermindering van de uitstoot in Europa.

Revisie september 2010

-8-

30920572-Consulting 10-0198

Aan de andere kant zijn vaste kosten natuurlijk wel bepalend voor de totale kosten van de
betreffende scenario’s5. Zie sectie 5.2.
4. WKK zal minder worden ingezet bij toename van het opgesteld windvermogen.
Windenergie heeft lage marginale kosten en zal daarom in zijn algemeenheid eerder
worden ingezet dan eenheden met hogere marginale kosten, zoals kolengestookt
vermogen, WKK-vermogen en overig gasgestookt vermogen. Dit betekent dat naarmate
er meer windenergie wordt geproduceerd de draaiuren van genoemde eenheden zullen
dalen. Daarbij is vooral het effect op WKK interessant gelet op het feit dat het hier in
principe om een efficiënte manier van elektriciteit- en warmteproductie gaat. Een indicatie
van dit effect wordt gevormd door de warmteproductie met behulp van WKK in de
verschillende scenario’s. De simulaties laten zien dat de productie van warmte uit WKK
lager is dan wat potentieel mogelijk is en dat dit effect toeneemt naarmate er meer
windvermogen opgesteld is.
De inzet van WKK-vermogen is ongeveer een derde van het potentieel. Dit komt
voornamelijk omdat WKK-vermogen op basis van de gebruikte uitgangspunten moeilijk
kan concurreren met kolengestookt vermogen. Het blijkt dat deze uitkomst erg gevoelig is
de gehanteerde gas- en kolenprijzen en daarmee ook voor de CO2 prijzen. Wanneer dit
verschil kleiner wordt kan WKK beter concurreren met kolen en wordt meer WKK ingezet.
Bij meer wind wordt, zoals gezegd, minder WKK vermogen ingezet. In het scenario met
12 GW aan windcapaciteit gaat het om circa 4% minder warmtekracht ten opzichte van
het scenario met 6 GW wind. Zie sectie 5.5.

5. Effect van meer windvermogen op draaiuren en rentabiliteit van nieuwe en
bestaande kolencentrales.
Uit de simulaties blijkt dat een groot deel van de conventionele installaties in de
verschillende scenario's in 2020 een relatief lage inzet heeft (weinig draaiuren). Dit heeft
effect op de economische rentabiliteit van deze eenheden. In deze studie hebben we dit
effect bezien voor nieuwe en bestaande kolencentrales in Nederland en de ons
omringende landen. Daarbij is de economische levensvatbaarheid van een nieuwe of
bestaande kolencentrale afgeschat door te kijken of de operationele inkomsten de
investeringskosten kunnen dekken. In het algemeen geldt dat kapitaalsintensieve
centrales, zoals kolencentrales een aanzienlijk aantal draaiuren per jaar moeten hebben
om winstgevend te zijn.
5

Voor een verdere toename van de hoeveelheid wind blijft het gelet op de totale kosten van wind

noodzakelijk om investeringen in wind op de één of andere manier te stimuleren.

Revisie september 2010

-9-

30920572-Consulting 10-0198

Een laag aantal draaiuren kan erop wijzen dat er geen businesscase voor een nieuwe
installatie is of dat bestaande eenheden, die veelal een lagere efficiency hebben, uit
bedrijf kunnen worden genomen. Een van de scenario's (scenario 3) behandelt daarom
het effect van een significant lager aandeel kolen (basislastvermogen) in de brandstofmix.
Deze aanvullende simulaties wijzen erop dat een significante vermindering van
beschikbare (kolengestookte) capaciteit in Nederland en de omringende landen nodig is
om een aantal draaiuren voor kolenvermogen te verkrijgen dat normaal geacht wordt voor
basislastvermogen en waarmee voldoende economische rentabiliteit zou kunnen worden
verkregen. In deze aanvullende simulaties is maximaal 17 GW minder kolenvermogen
opgesteld dan in het basisscenario, waarvan 2,3 GW in Nederland.
Deze observatie moet met de nodige voorzichtigheid worden gelezen. Ten eerste is de
elektriciteitsmarkt als een perfecte markt gemodelleerd wat veelal leidt tot onderschatting
van de marktprijzen. Bovendien richten de uitgevoerde simulaties zich niet op het
doorrekenen van individuele businesscases en zijn derhalve niet geschikt om conclusies
over die businesscases te trekken. Niettemin lijkt het logisch dat het introduceren van veel
windvermogen met lage marginale kosten de marktprijzen onder druk zet. Zonder
tegenkrachten kan dit, samen met het lagere aantal draaiuren, leiden tot een lagere
rentabiliteit van productievermogen.
De mogelijke lagere rentabiliteit van (basislast)vermogen noopt tot nadere analyse van de
toekomstige markt en de samenstelling van het productiepark waarbij onderzocht zou
kunnen worden welke tegenkrachten zouden kunnen leiden tot verbetering van deze
rentabiliteit. Nader onderzoek naar de mogelijke gevolgen voor de marktpartijen van de
introductie van zeer veel windvermogen en onderzoek naar een optimale samenstelling
van het productiepark met veel wind wordt daarom aanbevolen.

Revisie september 2010

1

-10-

30920572-Consulting 10-0198

INTRODUCTIE

Het Ministerie van Economische Zaken heeft aan KEMA gevraagd onderzoek te doen naar
de "Integratie van grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in
de context van een Noordwest Europese (hierna: NWE) elektriciteitmarkt”. KEMA heeft
onderzocht wat de mogelijkheden in Nederland zijn om grote hoeveelheden windenergie op
te nemen voor het jaar 2020.
Dit hoofdstuk bespreekt de onderzoeksvragen, de context waarbinnen deze studie is
uitgevoerd en geeft een overzicht van hoofdaannames in de studie. In sectie 1.1 wordt de
opdracht voor deze studie omschreven, de context waarin deze studie is uitgevoerd staat in
sectie 1.2. Vervolgens zijn in sectie 1.3 de hoofdvragen van de studie besproken.

1.1

Opdrachtomschrijving

Extra windenergie in het Nederlandse en NWE elektriciteitsystemen zullen van invloed zijn
op de elektriciteitprijs en de economische levensvatbaarheid van de conventionele
productiecentrales. Deze invloeden worden onderzocht met behulp van simulatiemodellen.
Hierbij moet rekening gehouden worden met de reservebehoeftes van de
elektriciteitsystemen, het "must run" deel van de warmtekrachteenheden en de technische
beperkingen van het elektriciteitnet.
Marktmodellering in de NWE context maakt het mogelijk om grensoverschrijdende effecten
van windenergie mee te nemen. Een concreet voorbeeld hiervan is de mogelijkheid om
ruimte te creëren voor windenergie door export van elektriciteit. Door ook de omringende
landen nauwkeurig te modelleren kan deze mogelijkheid goed worden onderzocht. Op veel
momenten zal de mogelijkheid voor export van windenergie beperkt zijn. Als het in
Nederland hard waait, dan is dit in de omringende regio's ook het geval. Effecten van wind
integratie zijn daardoor (deels) grensoverschrijdend. Import en export van elektriciteit in
Nederland zijn dan ook sterk afhankelijk van wat er in omringende landen gebeurt.
Dit onderzoek omvat een kwalitatieve omschrijving van de marktwerking in Nederland en een
kwantitatieve analyse, op basis van simulaties, van het Noordwest Europese
elektriciteitsysteem. De kwalitatieve analyse van de marktwerking in Nederland wordt
besproken in hoofdstuk 2 en bevat een korte omschrijving van de verschillende
marktplaatsen in Nederland, de prijsvorming met prijsniveaus en hun variaties, en de
factoren die de prijsvorming beïnvloeden. In hoofdstuk 3 wordt de aanpak van de
kwantitatieve analyse omschreven evenals de aannames en gegevens die gebruikt worden
voor de simulaties. Hoofdstuk 4 bevat een overzicht van de scenario's en hun omschrijving.

Revisie september 2010

-11-

30920572-Consulting 10-0198

De resultaten van de simulaties en de analyse daarvan zijn opgenomen in hoofdstuk 5.
Hoofdstuk 6 beschrijft de conclusies van deze studie.

1.2

Context

In een bredere context kan deze studie een bijdrage leveren aan (beleids)discussies rond
energie, elektriciteit, duurzaamheid, CO2 en energiebesparing in Nederland, zoals die
bijvoorbeeld spelen omtrent het programma Schoon en Zuinig. De integratie van grote
hoeveelheden wind in het elektriciteitsysteem speelt hierin op verschillende manier een rol.

1.3

Hoofdvragen

Met deze studie wordt een bijdrage geleverd aan de beantwoording van de vragen die
centraal staan in het EZ-project “Brandstofmix”. In het bijzonder behandelt deze studie de
volgende aspecten:
het vermogen om grote hoeveelheden windenergie in het Nederlandse energiesysteem
te combineren met het gebruik van WKK
de invloed op de elektriciteitkosten
de invloed op CO2 emissies en brandstofverbruik
de samenhang tussen de elektriciteitproductie van WKK eenheden, windparken en
kolengestookte centrales.
In deze studie zijn volgende zaken niet onderzocht:
de 'optimale brandstofmix' voor de toekomst. De studie analyseert slechts het resultaat
van verschillende scenario's, die zijn gekozen met het oog op de verwachte ontwikkeling
van de nationale elektriciteitsysteem tot 2020 en de milieudoelstellingen van de
Nederlandse overheid zoals hiervoor (sectie 1.2) besproken
een modellering van de warmtevraag en de vraag naar warmte en elektriciteit samen en
hoe WKK economisch en voor het milieu optimaal kan worden ingezet
gedetailleerde kosten, opbrengsten en investeringsanalyse voor nieuwe (kolen)
centrales.

Revisie september 2010

2

-12-

30920572-Consulting 10-0198

MARKTWERKING

In dit hoofdstuk zullen de belangrijke aspecten van de huidige groothandelsmarkt voor
elektriciteit in Nederland worden aangegeven, zoals de verschillende markten waar
elektriciteit wordt verhandeld (ook marktplaatsen genoemd), de productie-eenheden en de
merit order, het tot stand komen van de elektriciteitprijs op basis van vraag en aanbod, het
reservevermogen en de interconnectiecapaciteit.
In de Nederlandse elektriciteitmarkt zijn de volgende marktplaatsen operationeel (in volgorde
van verhandeld volume):
de bilaterale markt waarop zowel korte (spot en intra-day) als lange termijn contracten
worden verhandeld;
Endex, voor een maand tot 2-3 jaar vooruit;
OTC (over the counter) alle termijnen, voor transacties via een derde partij zoals een
broker;
APX (Amsterdam Power Exchange) day-ahead en de intra-day markt;
TenneT (jaar reserve contracten en real-time transacties voor de systeembalans).
Bij de modellering in deze studie wordt uitgegaan van één marktplaats; de totale
elektriciteitvraag wordt ingekocht op de day-ahead markt (DAM) waar ook de totale productie
wordt aangeboden. Dit is een vereenvoudigde benadering van de markt. In een goed
werkende markt zullen de prijzen van de overige marktplaatsen veelal in de buurt liggen van
de DAM. De nadruk van de bespreking van marktwerking ligt daarom in deze rapportage op
de DAM.

2.1

Prijsvorming in de elektriciteitmarkt

In 2008 is 24,8 TWh6 elektriciteit verhandeld op de day-ahead en intra-day markt in
Nederland. Dit is ongeveer 22% van de totale productie van 108 TWh. De rest wordt via de
OTC(bilateraal) en ENDEX verhandeld. Prijsvorming vindt op alle markten plaats door vraag
en aanbod. De meest relevante elementen voor de prijsvorming in de groothandelsmarkt
voor elektriciteit zijn:
de omvang en samenstelling van het productiepark
de elektriciteitvraag in de tijd

6

Monitor groothandelsmarkten gas en elektriciteit 2009, Energiekamer Nederlandse Mededingingsautoriteit, Den Haag, november 2009.

Revisie september 2010

-13-

30920572-Consulting 10-0198

de brandstofprijzen met name voor olie, kolen en aardgas
de prijs voor CO2 emissierechten
interconnectiecapaciteit veilingen7 (auctions) en daarmee de prijsvorming in buurlanden
en andere landen in Europa
reservecapaciteit
aantal spelers in de markt en portfoliosamenstelling van deze spelers
mate van concurrentie en marktmacht.
Elk van de genoemde elementen beïnvloedt de biedingen van de marktspelers in de
groothandelsmarkt. Het achterliggende principe van prijsvorming op basis van vraag- en
aanbodcurven is in Figuur 1 grafisch op een vereenvoudigde wijze weergegeven.
Als iedere productie-eenheid wordt aangeboden volgens zijn marginale kosten ontstaat de
zogenaamde aanbod- of supply curve. De aanbodcurve is samengesteld uit hetgeen
opwekkers aanbieden en hoeft daarmee niet overeen te komen met de marginale kosten. Dit
wordt verder toegelicht in sectie 2.2 waar de productie-eenheden worden besproken.
Daarnaast is er de veronderstelling dat van de afnemers van elektriciteit een vraag bekend is
die, zoals in deze figuur, afhankelijk is van de prijs.

7

De prijzen voor interconnectie capaciteit worden bepaald door de electriciteitsprijzen, niet
andersom.

Revisie september 2010

-14-

30920572-Consulting 10-0198

Prijs
Vraag curve
Aanbod curve

Evenwichtsprijs

Evenwichtshoeveelheid
Productiekosten

Figuur 1

[MW]

Marktopbrengsten

Tot stand komen van de elektriciteitprijs: vraag en aanbod

De evenwichtsprijs en –hoeveelheid ontstaan waar vraag- en aanbodcurve elkaar kruisen.
Alle biedingen tot aan de evenwichtshoeveelheid worden gehonoreerd. Het gearceerde
oppervlak representeert de totale opwekkosten en alle geproduceerde elektriciteit die wordt
vergoed volgens de evenwichtsprijs of marktprijs. De totale marktopbrengsten zijn dan gelijk
aan de evenwichtshoeveelheid maal de marktprijs (het gele oppervlak).
De samenstelling van de vraag- en aanbodcurve wordt bij bijvoorbeeld het handelsplatform
APX ieder uur bepaald door vraag en aanbod in Nederland en in omringende landen. De
bijdrage van vraag en aanbod uit het buitenland wordt begrensd door de
interconnectiecapaciteit. De vraagcurve is voor een groot deel niet of weinig elastisch. De
aanbodcurve is sterk afhankelijk van de beschikbaarheid en de inzet van centrales.
In een perfecte markt zullen alle productie-eenheden tegen marginale kosten worden
aangeboden. De gedachte hierachter is dat een producent bereid is zijn productie te
verhogen als hij in ieder geval de kosten van die extra productie vergoed krijgt.

Revisie september 2010

2.2

-15-

30920572-Consulting 10-0198

Elektriciteitproductie-eenheden

De aanbodcurve wordt voor ieder uur bepaald op basis van de samenvoeging van de
biedprijs en het bijhorend vermogen. In een perfecte markt zullen de biedprijzen gelijk zijn
aan de marginale kosten van eenheden.
In Figuur 2 is als voorbeeld de aanbodcurve gegeven van alle beschikbare eenheden in
Nederland, met als biedprijs de marginale kosten van de eenheden, waarbij is aangenomen
dat de marginale kosten gelijk zijn aan de variabele kosten bij vollast vermogen8. Het
productiepark in 2020 is volgens de ENTSO-E brandstofmix opgave9 opgesteld.
[EUR/MWh]

175

150

125

100

75

50

25

0
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Cummulatief Vermogen [GW]

Figuur 2

8

9

Aanbod curve van het productiepark in Nederland in 2020 (brandstofmix volgens
ENTSO-E SAF 2008)

Opgemerkt wordt dat de wiskundige optimalisatie in het PLEXOS model gebaseerd is op marginale
in plaats van variabele kosten. Deze marginale kosten variëren met het vermogen van de
opwekeenheden.
UCTE System Adequacy Forecast 2008

Revisie september 2010

-16-

30920572-Consulting 10-0198

De werkelijke aanbodcurve is afhankelijk van de verwachte omstandigheden van de markt,
voor het uur dat wordt verhandeld. Marktomstandigheden verschillen van uur tot uur en van
dag tot dag. Afhankelijk van de omvang van de marktvraag, de beschikbaarheid van
eenheden en de marginale kosten van het inzetten van een centrale, zal de inzet van
eenheden verschillen. Bij een hoge vraag is een centrale met hoge kosten de marginale
centrale en bij een lage vraag is een centrale met relatief lage kosten de marginale centrale.
Welke eenheid op enig uur de marginale centrale is, zal door de dag heen variëren.
In de getoonde aanbodcurve is aangenomen dat de marginale kosten gelijk zijn aan de
variabele kosten bij vollast vermogen. In werkelijkheid zijn de marginale kosten afhankelijk
van de toestand van de productie-eenheid. Om dit te begrijpen is meer inzicht nodig in het
begrip marginale kosten. In de volgende sectie wordt daarom het begrip marginale kosten
toegelicht en in verhouding gezet met variabele en integrale kosten.
2.2.1

Marginale kosten versus variabele kosten en integrale kosten

De marginale kosten zijn de kosten voor het leveren van een extra eenheid elektriciteit
bijvoorbeeld één extra MWh. De marginale kosten hebben geen lineaire of vaste verhouding
met de variabele kosten. Dit valt te concluderen uit de definitie van marginale kosten.
De marginale kosten (MK) voor het leveren van één extra MWh door een centrale die A MW
produceert zijn gelijk aan:
MK = VK(A+1) * A+1 – VK(A)*(A),
met:
VK(A) = Variabele kosten per MWh bij A MW
VK(A+1) = Variabele kosten per MWh bij A+1 MW
A = aantal MW die de centrale produceert
Een gasgestookte elektriciteitcentrale bijvoorbeeld van het type CCGT kan bijvoorbeeld
400 MW opwekken tegen de variabele kosten van 81,00 €/MWh, én indien de CCGT
eenheid 1 MW extra wil produceren, namelijk 401 MW, dan zijn de variabele kosten
80,98 €/MWh. Volgens de formule van marginale kosten betekent dit dat de marginale
kosten gelijk zijn aan:
MK = 80,98 €/MWh * 401 MW - 81,00 €/MWh * 400 MW = 72,98 €/MWh.
Omdat bij een elektriciteitcentrale de variabele kosten regelmatig variëren wegens variaties
in productievermogen, zijn de marginale kosten vaak niet gelijk aan de variabele kosten;

Revisie september 2010

-17-

30920572-Consulting 10-0198

de marginale kosten kunnen lager of hoger zijn dan de variabele kosten. In Figuur 3 zijn de
variabele versus de marginale kosten van een kolencentrale weergegeven voor het
produceren van een extra MWh gedurende een zomerweek in 2020.
[ Prijs / €/MWh]

52

Variabele kos ten
Marginale kosten

51
50
49
48
47
46
45
44
43
42
1

51

101

151

uren, in t otaal één week

Figuur 3

Variabele kosten versus marginale kosten

De variabele productiekosten worden bepaald door de brandstofkosten, bedrijf- en
onderhoudskosten en mogelijk door de prijs van CO2-emissierechten. De hoogte van de
brandstofkosten wordt weer bepaald door het productievermogen, de brandstofprijzen en het
rendement. Onder andere doordat rendementen niet constant zijn, treedt verschil op tussen
marginale kosten en variabele kosten.
De integrale kosten die een centrale heeft, zijn de variabele kosten plus de vaste kosten. De
vaste kosten zijn de kapitaalskosten (rente, afschrijvingen) en vaste onderhoud- en
operationele kosten. In een markt met een gunstige brandstofmix zullen deze vergoed
worden uit de marktprijs met name in de uren met een hogere marktprijs. Indien de
marktprijs te laag blijft om de integrale kosten te vergoeden, is de kans klein dat er nieuwe
eenheden van desbetreffende type en brandstof gebouwd worden. Dit is bijvoorbeeld het
geval in een markt waar overcapaciteit is. In een dergelijke situatie is dit een juist signaal van
de markt, er is immers geen extra vermogen nodig.

Revisie september 2010

-18-

30920572-Consulting 10-0198

Bij toename van duurzaam vermogen met hoge investeringskosten en lage variabele kosten
zullen de marktprijzen ook onder druk komen te staan. Dan kan de situatie ontstaan waarin,
ook in een markt met een goede vermogensbalans in de situatie zonder veel duurzame
energie, de vaste kosten niet meer worden terugverdiend.

2.2.2

Negatieve marktprijzen

In een markt met veel duurzaam vermogen kunnen zelfs negatieve prijzen ontstaan,
bijvoorbeeld wanneer veel (gesubsidieerd) windvermogen wordt geleverd. Dit effect treedt
ook op wanneer inflexibele eenheden niet afgeschakeld kunnen worden voor korte periodes
in de tijd, of alleen tegen hoge kosten. Hieronder volgen twee voorbeelden ter illustratie.
Bij veel wind en lage belasting zal veel conventioneel vermogen worden teruggeregeld om ruimte
te geven aan de elektriciteit die met wind wordt opgewekt. De kosten om één MWh extra te
produceren met wind (zogenaamde marginale kosten) zijn laag, maar daarnaast is het door
subsidie op duurzame elektriciteit mogelijk dat de kosten negatief zijn. Eén extra MWh in die
situatie levert, zelfs bij een marktprijs van nul, subsidie op, waardoor de marginale kosten in dat
geval negatief zijn.

In het bovenstaande voorbeeld is ervan uitgegaan dat alle centrales tot hun minimum
belasting zijn teruggeregeld, dat wil zeggen technisch gezien niet nog minder vermogen
kunnen leveren, en er nog meer wind moet worden opgenomen dan moet er of wind worden
teruggeregeld, of een centrale worden uitgezet afhankelijk van wat de goedkoopste
oplossing is.
Als ervoor gekozen wordt om de centrale stil te zetten dan moet deze weer worden aangezet
als bijvoorbeeld de belasting weer stijgt (bijvoorbeeld na het nachtdal). In de
kostenvergelijking tussen terugregelen van wind enerzijds en stilzetten van de centrale
anderzijds, moeten deze start-stop kosten worden meegenomen.
Stel dat de start-stop kosten 2000 € zijn, dat de minimum belasting van de centrale 200 MW is en
dat de centrale 5 uur moet stilstaan alvorens hij weer kan gaan leveren, dan is de productie in de
5 uur op minimumlast 5h x 200 MW = 1000 MWh. De eigenaar van de centrale zal de eenheid niet
2000

10

uitzetten zelfs al moet hij
/1000 = 2 €/MWh betalen. Tevens zal de eigenaar van de centrale
bereid zijn om stroom aan te bieden tegen een negatieve prijs van 2 €/MWh.

10

De start-stop kosten van 2000 € gedeeld door 1000 MWh.

Revisie september 2010

2.3

-19-

30920572-Consulting 10-0198

Reservevermogen

Reservecapaciteit is de capaciteit waarmee productie (of consumptie) kan worden bijgesteld,
naar boven of naar beneden, binnen gespecificeerde tijdsblokken. Reservecapaciteit wordt
vooral ingekocht door producenten, maar kan ook in sommige gevallen door consumenten
worden ingekocht.
TenneT koopt secundaire en tertiaire reserve in en voert de bedrijfsvoering voor de primaire
reserve. TenneT koopt de secundaire en tertiaire reserve in twee stappen: de capaciteit op
jaarbasis en de energie op dagelijkse basis. In de regel- en reservemarkt ontstaat een
evenwichtprijs voor secundaire en tertiaire reserve op basis van vraag en aanbod. Het bod
van de energie is geldig voor een interval van 15 minuten en bestaat uit op- of af te regelen
hoeveelheid (MWh) en prijs (€/MWh).
De prijs op de onbalans markt kan beïnvloed worden door het onverwacht niet beschikbaar
zijn van bepaalde productie-eenheden, onverwachte belastingveranderingen, veranderende
hoeveelheid windenergie of onverwachte fouten11 in het systeem (in Nederland of in de
buurlanden).
Doordat er in 2020 veel meer windenergie in de brandstofmix zit dan nu het geval is, zal de
behoefte aan reservevermogen groter zijn, omdat het aanbod van wind sterk kan fluctueren .
De primaire en secundaire reserve moet voor een deel beschikbaar gehouden worden door
draaiende eenheden. Dit is nodig om frequentie schommelingen in het Europese net te
stabiliseren (primaire reserve), en om het elektriciteitsysteem in evenwicht te houden, onder
andere om de frequentie terug op 50 Hz te brengen (secundaire reserve). Draaiende reserve
is nodig voor de directe respons van de centrale voor het leveren van zowel de primaire als
de secundaire reserve. Bij langere tijdschalen (tertiaire reserves) is er tijd om eenheden aan
of af te schakelen.
Daarnaast vereist het afregelen van reservevermogen dat productie kan worden verminderd.
Dit houdt in dat er voldoende eenheden moeten draaien om voldoende reserve te
garanderen. Bij toenemende wind zullen de centrales maximaal worden teruggeregeld om
ruimte te geven aan de windproductie, die op dat vrijwel altijd goedkoper is dan de productie
van kolen- of gasgestookte centrales. Op bepaalde momenten kan de hoeveelheid wind zo
groot zijn en daardoor de marktprijzen zo laag, dat eenheden minder willen gaan produceren
dan hun minimum capaciteit.

11

Uitvallen van verbindingen, schakel stations etc.

Revisie september 2010

-20-

30920572-Consulting 10-0198

De minimum capaciteit is in deze context de capaciteit waarop centrales nog stabiel kunnen
draaien. Op zulke momenten kan alleen nog voor voldoende reserve gezorgd worden door
de eenheden niet verder terug te regelen, maar in plaats daarvan het vermogen uit
windturbines te verlagen (zogenaamde wind curtailment). In sectie 5.5 wordt bezien hoe
vaak dit in 2020 zal gebeuren.

2.4

Interconnectie (transmissie) capaciteit

Beperkingen van de interconnectiecapaciteit hebben een direct effect op het aanbod en de
vraag van elektriciteit. In de huidige marktsituatie wordt voornamelijk het aanbod beperkt
omdat de elektriciteitprijzen in de buurlanden vaak lager zijn dan in Nederland. Dit kan in de
toekomst veranderen als de brandstofmix in Nederland relatief meer kolenvermogen bevat.
De interconnectiecapaciteit wordt expliciet12 of impliciet13 geveild en kent drie
handelsmomenten: één jaar, één maand en één dag. De verwachting is dat tot 2020 de korte
termijn interconnectiecapaciteit via impliciete veiling zal plaatsvinden (via de Power
Exchange14). De jaarlijkse en maandelijkse interconnectiecapaciteit worden gekocht door
markpartijen die een positie willen innemen ten behoeve van het optimaliseren van hun
fysieke portefeuille, of voor handelsposities, afhankelijk van de strategie en de portefeuille
van elke deelnemer. De capaciteit wordt zo volledig mogelijk toegewezen, maar dit betekent
niet dat iedereen de capaciteit krijgt waar om gevraagd wordt.
Voor het bevorderen van de Europese elektriciteitmarkt zijn de laatste jaren afspraken
gemaakt tussen landen (Nederland, België, Frankrijk en Duitsland) over het impliciet
tenderen van de interconnectiecapaciteit15. Hierdoor is marktkoppeling tussen die landen
mogelijk gemaakt. Vooral als er geen interconnectie beperkingen16 zijn, zal de prijs in alle
landen17 gelijk zijn en is er sprake van marktkoppeling. Indien er sprake is van beperkte
capaciteit dan zullen de marktprijzen tussen landen verschillend zijn en is er geen
marktkoppeling.

12

Tendering van transportcapaciteit.

13

Veiling van energie en transportcapaciteit samen.

14

Bijvoorbeeld APX in Nederland.

15

Zie ook pentalateraal overleg en het CWE marktkoppelingproces (ERGEG European Regulators
Group for electricity and gas).

16
17

Onbeperkte transmissiecapaciteit.
Nederland, België, Frankrijk en Duitsland.

Revisie september 2010

3

-21-

30920572-Consulting 10-0198

AANPAK EN METHODOLOGIE VAN DE MARKTSIMULATIE

De invloed van grote hoeveelheden windenergie is onderzocht door simulatie van de
elektriciteitmarkt. Hiervoor is het simulatiemodel Plexos gebruikt. Teneinde grensoverschrijdende effecten mee te nemen in de simulatie is het elektriciteitsysteem van de meeste
landen van Noord en West Europa gemodelleerd, aangevuld met een aantal landen van
Centraal en Zuid Europa. Het model simuleert de optimale inzet van de elektriciteitproductie,
rekening houdend met technische beperkingen zowel van de productiemiddelen als van het
elektriciteitnet. Meer detail over de modellering en aannames daarin is gegeven in de
bijlage, Appendix 7.1.
Een korte omschrijving van de uitgangspunten voor de modellering en de gebruikte
scenario's voor de simulaties volgt hierna.

3.1

Het simulatiemodel PLEXOS

PLEXOS is een volledig simulatie instrument om complexe elektriciteitsystemen te
modeleren. Het model kan marktontwikkelingen, elektriciteitstromen tussen landen en
regio's, prijzen op regionaal en interregionaal niveau en reservemarkten simuleren. PLEXOS
bevat modellen voor windenergie, waterkrachtcentrales, interconnectoren tussen landen en
regio's en opslagfaciliteiten.
In PLEXOS worden de energielevering en de beschikbaarheid van reservevermogen
geoptimaliseerd. Welke centrale wordt gekozen voor het leveren van reserve is niet alleen
afhankelijk van beschikbaarheid van de eenheid en zijn marginale kosten, maar ook van de
snelheid waarmee een centrale kan op- en afregelen en kan worden ingezet.
Bij de modellering is verondersteld dat er geen subsidies of privileges zijn zoals voorrang
voor duurzame energie of WKK zijn. Beide concurreren op de (vrije) elektriciteitmarkt.
Voor details over de modelering zie Appendix 7.1.1

3.2

Marktwerking in een perfecte markt

Zoals aangegeven in de vorige paragrafen, kan de elektriciteitmarkt gesimuleerd worden als
een reële markt waarin marktpartijen ieder met hun eigen portfolio naar winstmaximalisatie
streven, maar ook als een perfecte markt waarin de inzet van alle eenheden centraal op
basis van marginale kosten bepaald wordt ('BV Nederland' benadering).

Revisie september 2010

-22-

30920572-Consulting 10-0198

Voor deze studie wordt de perfecte markt (met perfecte competitie) gesimuleerd en
geanalyseerd, waarbij geoptimaliseerd wordt naar laagste systeemkosten, rekening houdend
met alle beperkingen18 in het systeem. Dit betekent dat de productie-eenheden ingezet
worden in volgorde van hun marginale kosten (merit order) en dat de marktprijs gelijk is aan
de marginale systeemkosten. Verder vindt co-optimalisatie plaats van de elektriciteitsproductie en de behoefte aan reservevermogen. Voor details van de aannames rond de
marktwerking zie Appendix 7.1.2.

3.3

Aannames

In deze sectie wordt een overzicht gegeven van de voornaamste aannames in deze studie.
De aannames zijn in detail omschreven in Appendix 7.1.3.
Belasting / elektriciteitvraag
De elektriciteitvraag in het Nederlands systeem in het basisscenario in 2020 is aangenomen
op 130 TWh per jaar. Er is een variant doorgerekend met 146 TWh per jaar. Voor de
belasting in overige regio's is uitgegaan van de groeiverwachting en belastingprofielen die
door ENTSO-E en Eurelectric zijn gepubliceerd.
Geïnstalleerd vermogen
De aannames voor het geïnstalleerde elektriciteitproductievermogen in Nederland en de
overige regio’s (exclusief het windvermogen) zijn overgenomen uit internationale publicaties
(ENTSO-E, Europrog). Het Nederlandse productievermogen in het basisscenario is 34 GW
overeenkomstig deze publicaties. Daarnaast zijn simulaties uitgevoerd met 30 GW en
39 GW opgesteld vermogen. Voor windenergie zijn in detail aannames gemaakt voor de
specifieke regio's (zie sectie 7.1.3.1).
Hoeveelheid windenergie in Nederland
Het geïnstalleerde productievermogen van windenergie in 2020 in Nederland is 12 GW in het
basisscenario. Als varianten voor de gevoeligheidsberekeningen zijn 6 en 9 GW gebruikt.

18

Beperkingen in het systeem kunnen zijn: transmissiebeperkingen, beperkingen van de opwekking
zoals minimum belastingsniveau en regelbeperkingen.

Revisie september 2010

-23-

geïnstalleerde capaciteit

30920572-Consulting 10-0198

34 GW

varianten capaciteit

minimale must run 1,8

varianten must run

maximaal in te passen wind

12 GW

varianten wind

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Totaal geïnstalleerd vermogen (GW) in NL exclusief Wind, waarvan must run en wind vermogen

Figuur 4.

Scenario aannames voor totaal geïnstalleerd vermogen in Nederland (zonder
wind), minimale must run, en maximaal windcapaciteit, met in blauw het basis
scenario, in groen de scenario's met meer flexibiliteit en in rood scenario’s met
minder flexibiliteit

Warmtekrachtkoppeling (WKK) en must run
Uit verschillende eerdere studies19 blijkt dat de keuze van de hoeveelheid must run van grote
invloed is op de flexibiliteit van het elektriciteitsysteem. Must run is de totale capaciteit van
eenheden in het elektriciteitsysteem die niet beïnvloed wordt door de elektriciteitmarkt,
vanwege bijvoorbeeld warmte- of stoomlevering, of verwerken van procesgas. In overleg met
de opdrachtgever is gekozen voor drie scenario's, een basisscenario met een hoge
flexibiliteit, en twee varianten met minder flexibiliteit. Het grootste deel van het WKK
vermogen wordt ingezet op basis van economische afwegingen. Een relatief gering deel,
1800 MW in 2020, geldt als must run capaciteit. De grote mate van flexibiliteit van het WKK
vermogen is technisch uitvoerbaar mits in 2020 voldoende alternatieven voor warmtelevering
beschikbaar zijn, zoals hulpketels en/of warmteopslaginstallaties.

19

BC Ummels, proefschrift over windintegratie, TUDelft (2009)

Revisie september 2010

-24-

30920572-Consulting 10-0198

In twee additionele scenario's is gekozen voor 3000 en 6000 MW must run, bij hogere must
run hoeveelheden heeft het systeem minder flexibiliteit om wind op te vangen. (zie sectie 4.3
details en appendix 7.4 voor achtergronden van must run aannames).
Interconnectie, transport en distributie
Om de invloed van net beperkingen bij het integreren van windenergie te modelleren zijn 26
regio's gedefinieerd. De interconnectiecapaciteit tussen deze regio’s is gemodelleerd op
basis van de verwacht waarden in 2020 (zie 7.1.3.3).
Reserves
De voorziening van reserves in Nederland, België en Duitsland zijn in detail gemodelleerd,
rekening houdend met primaire, secundaire en tertiaire reserves en extra reserve voor het
compenseren van windvariaties. Voor Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk en Noord Europa
zijn de reserves samengevoegd per land (zie 7.1.3.2).
Aanvullende aannames
Voordat de hoofdbevindingen worden gepresenteerd, benadrukken we hieronder een aantal
belangrijke aannames die zijn gehanteerd binnen deze studie, en die in acht genomen
zouden moeten worden bij het interpreteren van de resultaten:
deze studie heeft niet tot doel het identificeren van de 'optimale brandstofmix' voor de
toekomst, maar analyseert slechts het resultaat van verschillende scenario's, die zijn
gekozen met het oog op de verwachte ontwikkeling van de nationale elektriciteitsystemen
tot 2020 en de milieudoelstellingen van de Nederlandse overheid zoals hierboven
besproken
zowel WKK als windenergie ontvangen geen subsidie voor de geleverde elektriciteit.
Deze veronderstelling geldt voor zowel Nederland als voor alle andere landen (met
inbegrip van Duitsland) en betekent dat de meeste WKK zowel als wind in de markt
volledig moeten concurreren en dat hun bedrijfsvoering economisch wordt geoptimaliseerd. Slechts een beperkte hoeveelheid WKK vermogen is als must run gemodelleerd
hoewel het simulatiemodel rekening houdt met regionale loadflows en netbeperkingen,
houdt het geen rekening met potentiële netbeperkingen binnen de meeste landen, maar
veronderstelt het voldoende vervoercapaciteiten binnen elk netwerkgebied (zoals ook
voor bijvoorbeeld Nederland)
de uitgevoerde simulaties zijn gebaseerd op perfecte competitie met de marginale
kostprijs als biedprijs op de elektriciteitmarkt, terwijl alle technische beperkingen van
individuele elektriciteitcentrales in het model worden meegenomen. In realiteit zullen
opwekkers zelf hun inzet plannen en mogelijk hun productie aanbieden tegen andere
prijzen, wat met name zal leiden tot hogere prijzen gedurende piekuren.

Revisie september 2010

4

-25-

30920572-Consulting 10-0198

SCENARIO'S

Om de gevoeligheid van de toekomstige ontwikkelingen in de elektriciteitmarkt te begrijpen
zijn de onderzoeksvragen vertaald in een set scenario's, die de invloed van verschillende
factoren duidelijk maken. De belangrijkste factoren van de elektriciteitmarkt zijn:
toekomstige ontwikkelingen van de brandstofmix (aandeel kolen, gas, nucleair, wind)
toekomstige ontwikkelingen van de brandstoffenprijzen
toekomstige netversterkingen en -uitbreidingen
toekomstige groei van de elektriciteitvraag en veranderingen in het verbruiksprofiel.
De brandstofmix, oftewel het geïnstalleerd vermogen van een bepaald brandstoftype van
een elektriciteitcentrale in een regio20, beïnvloedt in grote mate de systeemflexibiliteit, met
name door de regelsnelheid, het minimum stabiele draaiende vermogen en de start-stop
tijden.
In overleg met de opdrachtgever is een basisscenario gekozen, samen met onderstaande
set scenario's (zie tabel 4):
basisscenario (Sc. 0)
algemene scenario's (Sc. 1 a t/m d) waarin het opgesteld vermogen en de windcapaciteit
worden gevarieerd
WKK scenario (Sc. 2 a & b), waarin de flexibiliteit van het energiesysteem wordt
gevarieerd door het must run deel van het WKK vermogen dat permanent ingezet wordt
te variëren
scenario's voor kosteneffectiviteit (Sc. 3), waarin kolengestookte eenheden selectief
worden uitgesloten op basis van kostenafweging. Hierdoor wordt het aandeel kolen in de
brandstofmix verlaagd
andere scenario's (Sc. 4 a & b) richten zich op situaties met een hogere elektriciteitvraag
(hogere belasting), en het niet vervroegd sluiten van Duitse kerncentrales
(geen "Kernausstieg").

20

Het Noordwest Europese marktmodel dat gebruikt wordt voor dit onderzoek bevat 23 regio's.

Revisie september 2010

Tabel 1

Overzicht van scenario's

#

Omschrijving

-26-

30920572-Consulting 10-0198

Wind

Brandstofmix

Belasting
(vraag profiel)

12 GW

34 GW*

130 TWh

0

Basis scenario

1

Algemene scenario's

1a

Opwekcapaciteit (laag)

Basis

30 GW*

Basis

1b

Opwekcapaciteit (hoog)

Basis

39 GW*

Basis

1c

Windcapaciteit (9 GW)

9 GW

Basis

Basis

1d

Windcapaciteit (6 GW)

6 GW

Basis

Basis

2

WKK scenario

2a

Lagere flexibiliteit

Basis

Meer WKK "must run"
(3 GW)

Basis

2b

Lagere flexibiliteit

Basis

Meer WKK "must run"
(6 GW)

Basis

3

Scenario's voor kosten
effectiviteit

3a

Opwekcapaciteit (minder kolen)**

Basis

25 GW minder kolen**

Basis

4

Andere scenario's

4a

Hoge vraag (meer belasting)

Basis

Basis

146 TWh

4b

DE – geen " Kernaustieg"

Basis

meer nucleair in DE***

Basis

*
**

Exclusief wind
Dit is het enige scenario met wijzigingen in alle regio's, 25 GW minder kolen vermogen geldt voor de hele
regio
*** Gelijk totaal opgesteld vermogen, meer nucleair en de rest proportioneel minder opgesteld vermogen

Revisie september 2010

4.1

-27-

30920572-Consulting 10-0198

Basisscenario

De brandstofmix in Figuur 5 geeft het aandeel gas/olie, kolen, kern en hernieuwbare
energiebronnen (wind, water, zon en biomassa) ten opzichte van de totale geïnstalleerde
capaciteit. De brandstofmix in 2020 is gebaseerd op Scenario B van de zogenaamde System
Adequacy Forecast van de UCTE. In bijlage 7.1.3.5 is een tabel opgenomen met het
opgesteld vermogen in Nederland in 2020.

NO

DK

GB
NL
BE

DE

FR

biomassa

Figuur 5.

kolen

CH

gas, stookolie

AT

zon

uranium

water

wind

Brandstofmix in 2020 voor gemodelleerde regio's, de grootte van de taart
diagrammen correspondeert met de relatieve capaciteit per regio

Revisie september 2010

4.2

-28-

30920572-Consulting 10-0198

Scenario 1- algemene scenario’s

In Tabel 2 zijn de vier algemene scenario’s aangegeven waarin het geïnstalleerd vermogen
voor kolen- en gasvermogen installaties wordt gevarieerd. In twee van de vier algemene
scenario's wordt het windvermogen ten opzichte van het basisscenario met respectievelijk 6
en 9 GW windvermogen gevarieerd.
Tabel 2

Algemene scenario's
Wind

Brandstofmix

Belasting
(vraag profiel)

Opwek capaciteit (laag)

Basis

30 GW

Basis

1b Opwek capaciteit (hoog)

Basis

39 GW

Basis

Wind capaciteit (9 GW)

9 GW wind

Basis

Basis

1d Wind capaciteit (6 GW)

6 GW wind

Basis

Basis

#

Omschrijving

1a

1c

Het scenario voor 30 GW opwekcapaciteit sluit aan bij aannames die ECN/PBL hanteert in
onder andere de referentieramingen voor Schoon en Zuinig21.

4.3

Scenario 2 - flexibiliteit van het energiesysteem

In deze scenario's wordt de flexibiliteit van het energiesysteem gevarieerd. Daarvoor wordt
de minimale must run gevarieerd ten opzichte van het basisscenario. Met deze scenario's
kan de variatie in flexibiliteit van WKK eenheden worden gemodelleerd, rekening houdend
met variaties door de seizoenen heen, de sector van toepassing van WKK, het type WKK
technologie en veranderingen tot 2020.
KEMA heeft een analyse uitgevoerd van het WKK portfolio in 2008 in Nederland en de
flexibiliteit daarvan in kaart gebracht. Deze analyse is te vinden in bijlage 7.4. De flexibiliteit
van alle individuele installaties is daarbij ingeschat, en op het niveau van alle installaties
samen is de flexibiliteit bepaald, rekening houdend met seizoensvariatie in de warmtevraag.

21

ECN PBL, Referentieraming energie en emissie 2010 2020, nog te verschijnen in 2010.

Revisie september 2010

-29-

30920572-Consulting 10-0198

De flexibiliteit van het totaal van WKK eenheden in 2020 verschilt op diverse manieren van
flexibiliteit in 2008, zoals deze uit de KEMA analyse blijkt. Met de volgende aanvullende
aannames is de analyse vertaald naar de scenario aannames:
in 2020 is het aannemelijk dat meer duurzame WKK-eenheden reserve warmteketels
kunnen inzetten
eventuele groei van de WKK portfolio tussen 2008 tot 2020 leidt niet tot meer flexibiliteit
tussen 2008 en 2020 zullen er netto enkele afvalverbrandingseenheden (AVI's) bij komen
er is geen rekening gehouden met beleidswijzigingen.
In overleg met de opdrachtgever is gekozen voor een set samenhangende scenario
aannames voor meer en minder flexibiliteit in het Nederlandse elektriciteitsysteem (zie Tabel
3).
Tabel 3
#

WKK scenario's
Omschrijving

Wind

Brandstofmix

Belasting
(vraag profiel)

2

WKK scenario's

2a

Lagere flexibiliteit

Basis

Meer WKK "must run"
(3 GW)

Basis

2b

Lagere flexibiliteit

Basis

Meer WKK "must run"
(6 GW)

Basis

In het basisscenario is 1800 MW als minimale must run capaciteit aangenomen. De set
scenario's met 1800 MW, 3000 MW en 6000 MW minimale must run, geeft de spreiding aan
van de mogelijke flexibiliteit van WKK die blijkt uit zowel de KEMA analyse en aansluit bij
andere aannames in studies door derden, van onder andere ECN22 en zoals dit in een expert
bijeenkomst is besproken23.

4.4

Scenario 3 - minder kolencapaciteit

In dit scenario worden het effect van een significant lager aandeel kolen in de brandstofmix
onderzocht. Voor dit scenario zijn kolencentrales met de minste draaiuren geselecteerd en
weggenomen uit de geïnstalleerde capaciteit die als input voor de simulatie is gebruikt. Dit
geldt zowel voor koleneenheden in Nederland als ook in de overige regio's.
22

ECN PBL, Referentieraming energie en emissie 2010 2020, nog te verschijnen in 2010.

23

Expert bijeenkomst WKK en Wind, Utrecht, 18 februari 2010. georganiseerd door Min EZ,
aanwezigen: Min EZ Min VROM, KEMA, ECN, CoGen, Energie Transitie.

Revisie september 2010

-30-

30920572-Consulting 10-0198

De minst effectieve installaties worden hierdoor uitgesloten in de daaropvolgende simulaties.
Deze aanpak gaat ervan uit dat het aantal draaiuren als indicatie kan worden gebruikt voor
de verwachte inkomsten en de economische levensvatbaarheid. De kosten en inkomsten zijn
niet expliciet bepaald. De gedachte hierbij is dat eenheden een voldoende aantal draaiuren
moeten hebben om winstgevend te kunnen zijn. Dit is een realistische aanname, aangezien
eenheden met een hoger rendement ook meer draaiuren zouden moeten hebben. Vooraf is
besloten om dit alleen op koleneenheden toe te passen en gaseenheden niet te beschouwen
in deze analyse. De overweging hierbij was dat vooral de kolencentrales hun hoge
investeringskosten niet kunnen terugverdienen bij een geringer aantal draaiuren. In Tabel 4
zijn de kenmerken van dit scenario gepresenteerd.
Tabel 4
#

Scenario voor minder kolencapaciteit
Omschrijving

3

Scenario's voor minder kolen

3a

Opwek capaciteit (minder kolen)

24

Wind

Brandstofmix

Belasting
(vraag profiel)

Basis

17 GW minder kolen

Basis

Bij deze aanpak is het kolenvermogen in stappen te reduceren en na elke stap een
marktsimulatie uit te voeren. In detail zijn de volgende twee iteratiestappen uitgevoerd:
1.
In de eerste stap zijn de simulatieresultaten van het basisscenario geanalyseerd en is
gekeken naar welke koleneenheden de minste draaiuren hebben. De koleneenheden
met een relatieve bedrijfstijd lager dan 40% (ongeveer 3000 uur) zijn weggelaten en
een nieuwe optimalisatie (simulatie) is uitgevoerd (iteratiestap 1).
2.
In stap 2 zijn de simulatieresultaten van de iteratiestap 1 geanalyseerd en zijn de
koleneenheden met een relatieve bedrijfstijd lager dan 70% (ongeveer 5500 uur)
weggelaten. Met de overgebleven centrales is een nieuwe optimalisatie uitgevoerd.
Als gevolg van deze stappen is het geïnstalleerd vermogen in alle regio's inclusief Nederland
verminderd (zie Tabel 5).

24

Via iteraties, 17 GW minder kolen voor alle regio's.

Revisie september 2010

Tabel 5

-31-

30920572-Consulting 10-0198

Iteratiestappen voor het uitsluiten van koleneenheden
in NL

alle regio's
Kolen Capaciteit
[GW]

verwijderd

beschikbaar

verwijderd

beschikbaar

Basis scenario

-

88,7

-

9,1

voor iteratie 1

9,2

79,5

2,3

6,7

voor iteratie 2

7,4

72,1

0

6,7

De resultaten van iteratiestap 2 zijn gebruikt als resultaat voor Scenario 3. Het aandeel kolen
in de brandstofmix in Scenario 3 wordt daarmee verlaagd met 16,6 GW voor alle regio's,
waarvan 2,3 GW in Nederland.

4.5

Scenario 4 - overige scenario’s

Naast de hiervoor genoemde scenario's zijn nog twee aanvullende scenario's onderzocht
(zie Tabel 6).
Tabel 6

Overige scenario's
Omschrijving

#

Wind

Brandstofmix

Belasting
(vraag profiel)

Basis

146 TWh

4

Andere scenario's

4a

Meer belasting

Basis

4b

DE – geen "Kernausstieg"

Basis

meer nucleair in DE

Basis

De twee scenario's richten zich op situaties met een hogere elektriciteitvraag (hogere
belasting) en het niet vervroegd sluiten van Duitse kerncentrales scenario (geen
"Kernausstieg").

Revisie september 2010

-32-

30920572-Consulting 10-0198

Meer belasting
De hogere elektriciteitvraag hangt samen met de elektriciteitvraag in het UCTE scenario.
Voor de NL regio is de belasting in dit scenario 146 TWh in vergelijking met 130 TWh in het
basisscenario.
Geen Kernausstieg in DE
In deze variant wordt ervan uitgegaan dat de Duitse Kernausstieg niet doorgaat, waardoor
de Duitse nucleaire capaciteit in 2020 beschikbaar blijft. Daarnaast zijn er recente indicaties
dat voorgenomen investeringen in nieuwe installaties in Duitsland nu worden uitgesteld. Er is
voor gekozen om de overige mix van Duitsland met name kolen en gas evenredig te
verlagen, om tot eenzelfde totaal opgesteld vermogen te komen als met Kernausstieg
(oorspronkelijke UCTE getallen).

Revisie september 2010

5

-33-

30920572-Consulting 10-0198

RESULTATEN MARKTWERKING VOLGENS SIMULATIES

In dit hoofdstuk zijn de resultaten van de modellering met PLEXOS weergegeven, samen
met discussies en aanvullende analyses.
Om een beeld te vormen over de impact van verschillende factoren op de elektriciteitmarkt
zijn resultaten van de relevante scenario's naast elkaar gezet. De resultaten hebben
betrekking op kosten, prijzen, brandstofverbruik, emissies, merit order, import en export. De
resultaten rond deze onderwerpen worden in de volgende paragrafen behandeld.
Leeswijzer:
enkele algemene punten rond aanpak en aannames staan in sectie 5.1
de variabele elektriciteitproductiekosten voor het energiesysteem in Nederland en
gezamenlijk voor alle regio's zijn te vinden in sectie 5.2
het brandstofverbruik en de CO2 emissies voor de verschillende scenario''s zijn te vinden
in sectie 5.3
de uitgevoerde simulaties resulteren in onder andere zogenaamde marginale systeem
kosten. Deze resultaten worden vertaald in jaargemiddelde prijzen, de invloed van wind,
veranderingen van de brandstofmix op elektriciteitprijzen (zie sectie 5.4)
sectie 5.5 beschrijft de impact van wind op WKK en koleninzet. In deze sectie wordt
mede de vraag beantwoord in hoeverre veel windenergie de inzet van WKK en
koleneenheden verdringt
import en export van Nederland worden geïllustreerd aan de hand van 3 scenario's in
sectie 5.6
tot slot bespreekt sectie 5.7 de inzet van basislast centrales in 2020.

5.1

Algemene resultaten en discussie

Zoals aangegeven in de introductie, kunnen grote hoeveelheden windenergie in het relatief
kleine Nederlandse elektriciteitsysteem leiden tot periodes met een overschot aan energie en
grote fluctuaties van de elektriciteitproductie. Dit kan vooral problemen veroorzaken als de
vraag laag is, zoals bijvoorbeeld in de nachturen, en als er veel aanbod van windenergie is.
De opname van windenergie wordt dan begrensd doordat het terugregelen en uitzetten van
conventionele centrales niet onbeperkt mogelijk is. Een deel van het vermogen van de
conventionele centrales moet draaiend blijven om het benodigde operationele regel- en
reservevermogen te kunnen leveren.

Revisie september 2010

-34-

30920572-Consulting 10-0198

In de volgende secties zal in meer detail worden in gegaan op de resultaten van deze studie.
Wij wijzen nogmaals op de belangrijke aannames, genoemd in sectie 3.3, die in acht
genomen moeten worden bij het interpreteren van de resultaten.

5.2

Elektriciteitproductiekosten

De productiekosten voor "alle regio's" blijven redelijk constant. Voor Nederland zijn in een
aantal scenario's de productiekosten per MWh hoger ten opzichte van het basisscenario met
name in:
scenario 1c (9 GW windvermogen) en 1d (6 GW windvermogen)
scenario 2a en 2b door respectievelijk 3 GW, en 6 GW meer must run vermogen en dus
duurdere energie productie van warmtekrachteenheden
scenario 4a (hoger elektriciteitverbruik: 146 TWh).
Met elektriciteitproductiekosten (vervolgens productiekosten genoemd) wordt in deze studie
gedoeld op de operationele kosten van alle individuele eenheden die elektriciteit produceren,
in het bijzonder de brandstofkosten per geproduceerde MWh elektrisch en de variabele
operationele en onderhoudskosten (O&O) per geproduceerde MWh van iedere productieeenheid voor ieder uur:
Productiekosten = X (brandstofkosten + variabele O&O) per uur per productie-eenheid.
Het gaat hier dus niet om de totale kosten: vaste kosten, zoals investeringen en
afschrijvingen, zijn niet meegenomen in deze definitie van de productiekosten. Deze zijn
namelijk niet relevant voor de positie van de opwekkingseenheden in de merit order.
Om de productiekosten tussen scenario's te kunnen vergelijken zijn de import- en export
invloeden geneutraliseerd door de totale productiekosten te delen door de totale
elektriciteitproductie. Deze cijfers zijn in Tabel 7 te vinden.

Revisie september 2010

Tabel 7

Productie van elektriciteit

Productiekosten

[TWh/a]

[Mil. Euro/a]

Kosten per

*

geproduceerde MWh
*

[Euro/MWh]

Alle Regio's

NL

Alle Regio's

NL

Alle Regio's

NL

Basis

2.056

118

55.755

5.164

27,1

43,7

A

2.056

117

56.340

5.204

27,4

44,5

B

2.056

121

56.335

5.220

27,4

43,2

C

2.056

114

56.648

5.434

27,5

47,6

D

2.054

117

56.155

6.128

27,3

52,5

A

2.062

127

57.911

6.026

28,1

47,6

B

2.062

129

58.786

6.963

28,5

54,1

2.058

116

56.284

5.161

27.3

44,6

A

2.072

126

57.126

5.741

27,6

45,4

B

2.058

120

57.504

5.275

27,9

44,0

1

2

3
4

5.3

30920572-Consulting 10-0198

Elektriciteitsproductiekosten

Sce #

*

-35-

exclusief kosten voor (vervangende) warmteproductie.

Brandstofverbruik en CO2 emissie

Voor het basisscenario en de overige scenario's zijn in Tabel 8 de totale productie van
elektriciteit, CO2 emissies en brandstofverbruik weergegeven.
Tussen de scenario's zijn er relatief kleine verschillen in de totale productie van elektriciteit
voor alle regio's. Voor Nederland is in scenario 1c (9GW wind),1d (6 GW wind) en scenario 3
(minder kolen vermogen) de productie lager dan in het basisscenario, wat te verklaren is
door de afwezigheid van centrales die goedkopere elektriciteit produceren waardoor
centrales in het buitenland beter kunnen concurreren en import plaatsvindt. In scenario 4
(hogere belasting: 146 TWh) is de totale opwekking en de opwekking in Nederland het
hoogste van alle scenario's vanwege de hogere opgelegde vraag naar elektriciteit.

Revisie september 2010

-36-

30920572-Consulting 10-0198

De totale CO2 emissie25 over alle regio's varieert rond 545 miljoen ton CO2 per jaar. De
laagste emissie voor Nederland wordt bereikt in scenario 3 (minder kolen vermogen); verder
zijn de verschillen tussen de scenario's beperkt.
De CO2 intensiteit is een maat voor de CO2 emissie van een elektriciteitsysteem en wordt
uitgedrukt in gram CO2 per kWh. De resultaten in Tabel 8 laten duidelijk het effect zien van
minder windvermogen (scenario 1c en 1d ten opzichte van het basisscenario).
Het totale brandstofverbruik hangt sterk samen met de CO2 emissie voor zowel regio NL als
voor alle regio's. Het lage verbruik en de lage emissie in scenario 3 hangen samen met
minder kolencentrales in het portfolio.
Tabel 8

Totale elektriciteitproductie, brandstofverbruik en CO2 emissie

Sce #

Brandstofverbruik*

[Mil. t/a]

[g/kWh]

[PJ/a]

Alle
Regio's

NL

Alle
Regio's

NL

Alle
Regio's

NL

Basis

2.056

118

545

46

265

387

13.173

607

A

2.056

117

542

43

264

372

13.153

591

B

2.056

121

547

49

264

402

13.131

632

C

2.056

114

548

48

266

423

13.197

648

D

2.054

117

535

55

260

468

13.181

729

A

2.062

127

550

48

267

377

13.165

659

B

2.062

129

549

45

266

350

13.180

688

2.058

116

530

42

257

364

13.147

577

A

2.072

126

551

51

266

401

13.244

663

B

2.058

120

516

46

251

386

13.286

616

3

25

CO2 intensiteit *

NL

2

*

CO2 emissies

Alle
Regio's

1

4

Productie van
elektriciteit
[TWh/a]

de emissies en het brandstofverbruik zijn exclusief de emissie en het brandstofverbruik van extra
warmteproductie met externe boilers.

Bij het berekenen van de CO2-emissie is rekening gehouden met het feit dat productie-eenheden
die in deellast draaien minder efficiënt produceren en dus een hogere CO2-emissie per kWh
hebben.

Revisie september 2010

-37-

30920572-Consulting 10-0198

Wind energie die wordt ingepast in het Nederlands elektriciteitsysteem vervangt de inzet van
verschillende typen fossiele eenheden. De CO2 besparing die daarmee wordt veroorzaakt
wordt grotendeels geïllustreerd door de verschillen in totale CO2 emissie tussen de
scenario's, zoals deze in de bovenstaande tabel is te vinden.
Meer in detail zijn de volgende opmerkingen te maken over de CO2 uitstoot in de
verschillende scenario's:
de CO2 uitstoot en energiebesparing bij warmtekrachteenheden is niet in detail
gemodelleerd binnen deze studie. De warmtevraag van WK eenheden, de inzet van WK
en de daarmee samenhangende energiebesparing en de lagere CO2 emissies zijn op
basis van deze studie niet eenduidig aan te tonen
de reden hiervoor is dat niet eenduidig kan worden vastgesteld hoeveel energie uit
warmtekrachteenheden is vervangen door windenergie. Naast dat wind in Nederland
ervoor kan zorgen dat WKK of kolencentrales minder ingezet worden, kan dit ook het
gevolg zijn van bijvoorbeeld Duitse windenergie
een analyse in detail voor de CO2 uitstoot voor deze scenario's vereist verder meer
inzicht in de inzet van individuele WKK eenheden en de warmtevraag die met deze
eenheden, of alternatieve warmtebronnen wordt geleverd. De CO2 berekeningen
vereisen exacte gegevens van elektrische rendementen en de invloed van
warmteproductie op deze rendementen van WKK eenheden en alternatieven zoals
hulpwarmteketels en warmte-opslag.
Om deze redenen is in het kader van de studie geen detailanalyse gemaakt van de CO2
uitstoot voor de verschillende scenario's.

5.4

Elektriciteitprijzen en marginale systeemkosten

In deze studie zijn geen elektriciteitprijzen berekend, maar zijn de marginale systeemkosten
bepaald. Variaties in de marginale systeemkosten kunnen worden geïnterpreteerd als een
goede indicatie voor veranderingen in marktprijzen, maar de marginale systeemkosten
moeten niet verward worden met marktprijzen. Ter illustratie is in appendix 7.2 een set
aanbodcurven gepresenteerd, die inzicht geven in de prijsvorming op uurbasis en invloed
van scenario aannames daarop
In een perfecte markt, zoals deze in hoofdstuk 2 en 3 is besproken, zijn de marginale
kostprijzen gelijk aan de marktprijs op de groothandelsmarkt. In het vervolg van deze studie
is ervan uitgegaan dat waar 'elektriciteitprijs' staat de marginale kostprijs bedoeld worden.

Revisie september 2010

-38-

30920572-Consulting 10-0198

De reële elektriciteitprijzen in Nederland worden gevormd in de context van de Noordwest
Europese elektriciteitmarkt. Dat houdt in dat de elektriciteitprijzen op de groothandelsmarkt in
Nederland worden beïnvloed door elektriciteitprijzen in de buurlanden maar ook door
elektriciteitprijzen in landen die verder weg liggen zoals Zwitserland, Frankrijk en de
Scandinavische landen.
5.4.1

Jaargemiddelde kosten voor 2020

De jaargemiddelde prijzen in 2020 in Nederland, volgens de resultaten van PLEXOS
simulaties, zijn voor de negen scenario's weergegeven in Figuur 6. De piek uren zijn de uren
tussen 8h en 20h op alle weekdagen, inclusief weekend. De dal uren zijn alle andere uren
van de dag. Scenario 2b geeft de laagste dal prijzen.
De verschillen tussen gemiddelde piek en dal jaarprijzen zijn klein en vertonen enkel kleine
variaties. Deze variaties zijn het hoogst voor scenario 2b en 2a, gevolgd door scenario,3
(2,3 GW minder kolen vermogen) en scenario 4b. Het verschil tussen piek en dal prijzen
wordt kleiner bij minder geïnstalleerd windvermogen met name 0,4 €/MWh kleiner bij 9 GW
wind t.o.v. basis scenario en 1,5 €/MWh kleiner bij 6 GW wind t.o.v. basis scenario.
De (marginale) productiekosten voor "alle regio's" blijven redelijk constant, niet alleen in
Nederland maar ook in andere regio's, met uitzondering van:
scenario's met minder wind (hogere kosten en prijzen)
scenario met meer belasting (hogere kosten en prijzen)
scenario's met meer must run (hogere kosten maar lagere prijzen).
De hoogste gemiddelde piek prijzen komen voor in scenario 1d (6 GW wind vermogen)
gevolgd door scenario 4a (hogere elektriciteitvraag) en scenario 3.

Revisie september 2010

-39-

30920572-Consulting 10-0198

[prijs / €/MWh]
70

piek

60

50

40

dal

30

20

verschil

10

0

Base

1a

1b

1c

1d

2a

2b

3

4a

4b

Scenario's

Figuur 6

Piek-, dal- en verschilprijzen (piek minus dal) in Nederland, voor alle scenario's

De prijsvorming in Nederland wordt beïnvloed door de marktprijs in de buurlanden en de
beschikbare interconnectiecapaciteit. De kleine veranderingen in de prijzen tussen scenario's
geeft aan dat er een hoge mate is van integratie met nabije markten.

5.4.2

De invloed van windenergie

De variaties van de marktprijzen in Nederland zijn geanalyseerd voor meerdere periodes van
7 dagen (een week), die vallen in verschillende delen van het jaar. Om de invloed van wind
op de vorming van de elektriciteitprijs te analyseren zijn de prijzen van het basisscenario
(12 GW wind), vergeleken met de prijzen van scenario 1c (9 GW wind) en 1d (6 GW wind),
met daarnaast de windproductie voor dezelfde periodes. In de analyse zijn representatieve
weken gekozen: een winterweek met veel wind (Figuur 7), een zomerweek met weinig wind
(Figuur 8) en een zomerweek met zowel veel als weinig wind (Figuur 9).

Revisie september 2010

-40-

30920572-Consulting 10-0198

In de figuren is de invloed van de windbelasting op de elektriciteitprijs goed te zien. Bijna van
uur tot uur varieert de wind en zijn de daarmee samenhangende prijsvariaties zichtbaar.

90

12000

80
10000

60

8000

50
6000
40

30

4000

Windproductie [MW]

Elektriciteitsprijs [€/MWh]

70

20
2000
10

0

0
0

24

48

72

96

120

144

Uren van een week
Wind (12 GW)

Figuur 7

Base

Sce 1c

Sce 1d

Prijzen en windproductie voor een periode met veel wind, vergelijking tussen
scenario's met 12, 9 en 6 GW wind capaciteit. Het windvermogen is aangegeven
als blauw vlak, en de lijnen geven de prijzen in de verschillende scenario’s.

Bij veel windenergie zijn de marginale kosten en daarmee ook de prijs in het basisscenario
(12 GW wind) structureel lager dan de prijzen in scenario 1c (9 GW wind) en scenario 1d
(6 GW wind). Dit effect van windenergie op de hoogte van de elektriciteitprijs is met name
zichtbaar in Figuur 7. Bij deze lagere kosten dient opgemerkt te worden dat het in deze
studie bij productiekosten niet om totale kosten gaat: investeringskosten en vaste kosten zijn
in de simulaties niet meegenomen.
De grafieken laten enkele weken van een jaar zien. Indien de windproductie van het hele jaar
wordt beschouwd dan is de maximale windproductie in NL in 2020 ongeveer 11 GW. De
reden hiervoor is de technische niet beschikbaarheid van de windmolens.

Revisie september 2010

-41-

30920572-Consulting 10-0198

90

12000

80
10000

60

8000

50
6000
40

30

4000

Windproductie [MW]

Elektriciteitsprijs [€/MWh]

70

20
2000
10

0

0
0

24

48

72

96

120

144

Uren van een week
Wind (12 GW)

Figuur 8

Base

Sce 1c

Sce 1d

Prijzen en windproductie voor een periode met weinig wind, vergelijking tussen
scenario's met 12, 9 en 6 GW windcapaciteit. Het windvermogen is aangegeven
als blauw vlak en de lijnen geven de prijzen in de verschillende scenario’s.

Bij geen of weinig windenergie convergeren de prijzen voor de scenario's met meer of
minder windvermogen (basis, 1c 1d). Dat is met name zichtbaar in Figuur 8.

Revisie september 2010

-42-

30920572-Consulting 10-0198

90

12000

80
10000

60

8000

50
6000
40

30

4000

Windproductie [MW]

Elektriciteitsprijs [€/MWh]

70

20
2000
10

0

0
0

24

48

72

96

120

144

Uren van een week
Wind (12 GW)

Figuur 9

Base

Sce 1c

Sce 1d

Prijzen en windproductie voor een periode met zowel veel als weinig wind,
vergelijking tussen scenario's met 12, 9 en 6 GW windcapaciteit. Het windvermogen is aangegeven als blauw vlak, en de lijnen geven de prijzen in de
verschillende scenario’s.

In de tijdsreeks in Figuur 9 is goed te zien dat de prijzen convergeren bij weinig tot geen wind
(rechts en midden), maar van elkaar verschillen bij veel wind (links).

5.4.3

De invloed van de brandstofmix

In Figuur 10 en Figuur 11 zijn de elektriciteitprijzen weergegeven voor respectievelijk een
volledige winterweek met veel windenergie en een zomerweek met weinig windenergie. De
invloed van meer of minder geïnstalleerd vermogen (brandstofmix) in Nederland op de
elektriciteitprijzen in het basisscenario, scenario 1a (30 GW geïnstalleerd vermogen) en
scenario 1b (39 GW geïnstalleerd vermogen) is kleiner dan de invloed van windvermogen
variaties in met name scenario 1c en 1d.

Revisie september 2010

-43-

30920572-Consulting 10-0198

De prijzen in de scenario's voor verschillend geïnstalleerd vermogen convergeren bij een
hoge windproductie en divergeren bij lage windproductie. Tevens blijkt dat de variaties van
het brandstofmix (het geïnstalleerd vermogen) minder invloed hebben op de
elektriciteitprijzen dan de variaties van het windvermogen. Dit is zichtbaar in de kleinere
variatie tussen scenario's bij zowel veel als weinig wind (Figuur 7 tot en met Figuur 9 in
vergelijking met Figuur 10 en Figuur 11).
Uit de grafieken blijkt dat meer of minder wind in de brandstofmix veel meer invloed heeft op
de elektriciteitprijs dan meer of minder fossiel vermogen. Dit is het gevolg van de zeer lage
kosten van windenergie, waardoor dit een grotere invloed op de marginale kosten, en dus de
marktprijs, heeft dan bijvoorbeeld diverse typen fossiele opwekking.

12000

90

80
10000

8000

60

50
6000
40

4000

30

20
2000
10

0

0
0

24

48

72

96

120

144

Uren van een week
Wind (12 GW)

Base

Sce 1a

Sce 1b

Figuur 10 Prijzen en windproductie voor een periode met veel wind vergelijking tussen
scenario's met 30, 34 en 39 GW geïnstalleerd vermogen

Windproductie [MW]

Elektriciteitsprijs [€/MWh]

70

Revisie september 2010

-44-

30920572-Consulting 10-0198

12000

90

80
10000

8000

60

50
6000
40

30

4000

Windproductie [MW]

Elektriciteitsprijs [€/MWh]

70

20
2000
10

0

0
0

24

48

72

96

120

144

Uren van een week
Wind (12 GW)

Base

Sce 1a

Sce 1b

Figuur 11 Prijzen en windproductie voor een periode met weinig wind vergelijking tussen
scenario's met 30, 34 en 39 GW geïnstalleerd vermogen
Hoewel we wel erg lage prijzen zien zoals in Figuur 10 hierboven, zijn wij in de resultaten
geen negatieve prijzen tegengekomen voor Nederland.

5.5

Impact van wind op WKK en kolen inzet

De resultaten van deze studie zijn gebruikt om de haalbaarheid en impact van het integreren
van wind en WKK in het elektriciteitsysteem te onderzoeken. Daarvoor is de feitelijke inzet
en productie van deze technologieën gesimuleerd in samenhang met gas- en kolencentrales.
De belangrijkste bevindingen hierbij zijn:
er is nagenoeg geen wind-curtailment waargenomen, dit betekent dat de beschikbare
wind kan worden geabsorbeerd in het systeem

Revisie september 2010

-45-

30920572-Consulting 10-0198

in contrast daarmee is de inzet en productie van WKK substantieel lager dan potentieel
het geval is, wat opgemaakt kan worden uit de volgende simulaties:
•

bij 12 GW wind wordt slecht 29% van het beschikbare potentieel voor WKK ingezet.
dat wil zeggen dat bijna driekwart van de corresponderende warmtevraag geleverd
wordt door hulpwarmteketels (of via warmteopslag, wat niet is gemodelleerd)

•

bij 6 GW wind is de inzet van WKK potentieel hoger, namelijk circa 33% van het
theoretische potentieel

•

Dit geeft aan dat WKK bij de gebruikte aannames moeilijk kan concurreren met
kolenvermogen.

Deze bevindingen worden geïllustreerd in tabel 8 en Figuur 12.
Tabel 9 Windproductie en wind curtailment in Nederland in verschillende scenario's
Beschikbare

Productie uit

Wind

Wind

[TWh/a]

[TWh/a]

[TWh/a]

[%]

32,6

32,5

0.101

0.31%

a

32,6

32,5

0.056

0.17%

b

32,6

32,5

0.042

0.13%

c

24,4

24,4

0.039

0.16%

d

16,3

16,3

0.000

0.00%

a

32,6

32,1

0.489

1.50%

b

32,6

32,2

0.421

1.29%

32,6

32,6

0,003

0.005

a

32,6

32,5

0.063

0.19%

b

32,6

32,6

0.001

0.00%

Sce #

basis

1

2
3
4

Wind Curtailment

Uit Tabel 9 blijkt dat de wind curtailment in alle scenario's laag is. Curtailment treedt
voornamelijk op gedurende de nacht in de wintermaanden. In de varianten met meer must
run WKK vermogen treedt ook curtailment op in de zomer, als er veel wind is (zie scenario
2a&b). De curtailment is dan circa 1,5% van de windproductie.

Revisie september 2010

-46-

30920572-Consulting 10-0198

Figuur 12 laat de WKK productie zien in een week in februari voor verschillende
hoeveelheden geïnstalleerd vermogen voor windenergie. Hieruit blijkt duidelijk dat WKK
eenheden regelmatig worden teruggeregeld tijdens nachturen.
[WKK productie
elektriciteit / MW]
14000

[Wind output / %]
100%

12000
75%

10000

8000
50%
6000

4000

25%

2000

0%

0
1

25

49

WKK inzet bij voldoen aan warmtevraag
productie WKK (Sc 1d)

73

97

Uren in één week
productie WKK (Sc basis)
wind vermogen

121

145
productie WKK (Sc 1c)

Figuur 12 Inzet van WKK met warmtelevering en de invloed van windenergie daarop, voor
één week in februari. De maximale inzet van WKK waarbij aan de warmtevraag
voor WKK-eenheden wordt voldaan is gearceerd weergegeven. De productie van
WKK eenheden en de daarmee samenhangende warmte levering is aangegeven
met rode en roze lijnen.

Revisie september 2010

-47-

30920572-Consulting 10-0198

De onderstaande figuur (Figuur 13) laat zien dat WKK met warmtelevering ingezet wordt
nadat kolencentrales worden ingezet, ofwel dat WKK eenheden worden afgeregeld
/afgeschakeld voordat niet-WKK kolencentrales worden teruggenomen26.
[Wind output / % ]

[WKK productie / MW]
14000

100%

12000
80%
10000
60%

8000

6000

40%

4000
20%
2000

0

0%
1

25

49

73

97

121

145

Uren in één week

WKK produktie max

Productie Kolen (niet-WKK)

Productie wind

Productie WKK

Figuur 13 Kolen en WKK inzet voor één week in februari en de invloed van windenergie
daarop, met gearceerd de productie van WKK bij maximale warmtelevering, en
productie van WKK eenheden als rode lijn. De grijze lijn geeft de productie van
windenergie (in % van het totaal) en de zwarte lijn de productie van koleneenheden

26

De simulaties zijn gebaseerd op de aanname dat de volledige flexibiliteit van moderne
kolengestookte eenheden wordt benut als dit helpt om de overall productiekosten te minimaliseren.
Daardoor kunnen zelfs kolencentrales voor slechts een paar uur gesynchroniseerd worden terwijl
deze voor tussengelegen periodes op 'hot standby' staan.

Revisie september 2010

-48-

30920572-Consulting 10-0198

In Tabel 10 is de verhouding van productie en beschikbaarheid weergegeven. Dit is een
maat voor de benutting van het beschikbare vermogen.
Tabel 10

Verhouding tussen productie en beschikbare capaciteit per type eenheid
type Eenheid/Brandstof
Kolen

GAS_WKK
Kolen_WKK

GAS_WKK

zonder WKK

Excl. GM in
Glastuinbouw

Basis scenario

12 GW wind

48,2%

72,4%

28,6%

37,4%

Scenario 1d

6 GW wind

64,1%

75,7%

32,7%

42,8%

De tabel laat duidelijk de invloed zien van minder wind op de inzet van verschillende type
centrales, zoals blijkt uit de vergelijking tussen 6 GW en 12 GW wind in respectievelijk
scenario 1d en het basisscenario. Daarnaast geeft de tabel aan dat de inzet van circa 30%
van de gasgestookte WKK en 75% van kolengestookte WKK eenheden gebruikt wordt in
deze scenario's. Ook is er een verdringing van kolenvermogen en gas-WKK vermogen door
meer wind. Dit is circa 13% van de beschikbare capaciteit bij kolenvermogen en 4% bij
gasgestookt WKK vermogen. Opgemerkt wordt dat gasmotoren in de glastuinbouw erg
weinig worden ingezet.

5.6

Import en export

Voor de analyse van de import en export van het Nederlandse elektriciteitsysteem zijn drie
extreme scenario's geanalyseerd: basisscenario en scenario 3 met 17 GW minder
kolenvermogen waarvan 2,3 GW minder kolenvermogen in Nederland, en een scenario met
6 GW windcapaciteit (scenario 1d).
Onder de aannames in deze studie geven de resultaten van de economische optimalisatie in
het basisscenario aan, dat Nederland in 2020 een importland zal zijn met een jaargemiddeld
importvermogen van 1320 MW. In het geval dat de brandstofmix verandert ten opzichte van
het basisscenario, als gevolg van minder kolenvermogen (2330 MW koleneenheden minder
in Nederland), of als gevolg van 6 GW minder windvermogen (scenario 1d), wordt er iets
meer geïmporteerd.

Revisie september 2010

Tabel 11

-49-

30920572-Consulting 10-0198

Import, export en netto export van diverse regio's
Netto export
jaargemiddeld [MW]

Interconnectoren
Basisscenario
12 GW wind

Scenario 1d
6 GW wind

Scenario 3
minder kolen

NL – NO

-89

-426

-89

NL – GB Engeland

937

805

924

NL - DE RWE zuid

-67

-7

-88

NL - DE RWE noord

-1694

-1333

-1774

NL – DE Eon noord

-1436

-1457

-1490

NL – BE

1029

919

905

Netto export

-1320

-1499

-1611

Zoals blijkt uit Tabel 11 is er bij de drie scenario's sprake van invoer vanuit Noord Duitsland
en uitvoer naar België en Groot Brittannië. Deze doorvoer (transit) komt terug in alle drie de
scenario's. De omvang van deze doorvoer is weinig gevoelig voor verschillen tussen de
scenario's. In alle drie scenario's is Nederland netto importeur al wordt in het basisscenario
(met 12 GW wind) iets minder ingevoerd. Dat Nederland netto importeur is in 2020 lijkt
logisch gezien de aangenomen brandstofmix van met name Duitsland. Deze bevat veel meer
basislastvermogen dan die van Nederland (33% kolen in Duitsland tegen 16% in Nederland)
en verder nog eens 18% waterkracht, biomassa, kernenergie en zon in Duitsland tegen 2%
in Nederland. De hoeveelheid wind is vergelijkbaar (25% tegen 26%).
Voor het basisscenario is onderzocht hoe de import en export samenhangen met de
hoeveelheid windenergie gedurende het jaar. Hieruit blijkt dat in tijden met maximale wind
per saldo 2-3 GW elektriciteit wordt geëxporteerd. Dit wordt gebruikt om voldoende reserve
binnen Nederland te verzekeren voor een veilige bedrijfsvoering. Deze export is naar
Noorwegen, Engeland en België. Per saldo wordt op deze momenten van Noord Duitsland
geïmporteerd. Voor de rest van het jaar is de som van de import vrijwel gelijk aan de som
van de export. Bij relatief veel wind is er een exportoverschot van 0,9 GW, teruglopend naar
nul bij gemiddelde wind waarna het importoverschot begint, oplopend tot ongeveer 1,9 GW
bij minimale wind.

Revisie september 2010

5.7

-50-

30920572-Consulting 10-0198

De inzet van de kolencentrales

Uit de simulaties blijkt dat een groot deel van de conventionele installaties in de verschillende
scenario's in 2020 een relatief lage inzet heeft (weinig draaiuren). Dit heeft effect op de
economische rentabiliteit van deze eenheden. In deze studie hebben we dit effect bezien
voor nieuwe en bestaande kolencentrales in Nederland en de ons omringende landen.
Daarbij is de economische levensvatbaarheid van een nieuwe of bestaande kolencentrale
afgeschat door te kijken of de operationele inkomsten de investeringskosten kunnen dekken.
In het algemeen geldt dat kapitaalsintensieve centrales, zoals kolencentrales een aanzienlijk
aantal draaiuren per jaar moeten hebben om winstgevend te zijn.
Een laag aantal draaiuren kan erop wijzen dat er geen businesscase voor een nieuwe
installatie is of dat bestaande eenheden, die veelal een lagere efficiency hebben, uit bedrijf
kunnen worden genomen. Een van de scenario's (scenario 3) behandelt daarom het effect
van een significant lager aandeel kolen (basislastvermogen) in de brandstofmix. Deze
aanvullende simulaties wijzen erop dat een significante vermindering van beschikbare
(kolengestookte) capaciteit in Nederland en de omringende landen nodig is om een aantal
draaiuren voor kolenvermogen te verkrijgen dat normaal geacht wordt voor
basislastvermogen en waarmee voldoende economische rentabiliteit zou kunnen worden
verkregen. In deze aanvullende simulaties is maximaal 17 GW minder kolenvermogen
opgesteld dan in het basisscenario, waarvan 2,3 GW in Nederland.
Deze observatie moet met de nodige voorzichtigheid worden gelezen. Ten eerste is de
elektriciteitsmarkt als een perfecte markt gemodelleerd wat veelal leidt tot onderschatting van
de marktprijzen. Bovendien richten de uitgevoerde simulaties zich niet op het doorrekenen
van individuele businesscases en zijn derhalve niet geschikt om conclusies over die
businesscases te trekken. Niettemin lijkt het logisch dat het introduceren van veel
windvermogen met lage marginale kosten de marktprijzen onder druk zet. Zonder
tegenkrachten kan dit, samen met het lagere aantal draaiuren, leiden tot een lagere
rentabiliteit van productievermogen.
De mogelijke lagere rentabiliteit van (basislast)vermogen noopt tot nadere analyse van de
toekomstige markt en de samenstelling van het productiepark waarbij onderzocht zou
kunnen worden welke tegenkrachten zouden kunnen leiden tot verbetering van deze
rentabiliteit. Nader onderzoek naar de mogelijke gevolgen voor de marktpartijen van de
introductie van zeer veel windvermogen en onderzoek naar een optimale samenstelling van
het productiepark met veel wind wordt daarom aanbevolen.

Revisie september 2010

6

CONCLUSIES

6.1

Voornaamste aannames

-51-

30920572-Consulting 10-0198

Voordat de hoofdbevindingen worden gepresenteerd, benadrukken we hieronder een aantal
belangrijke aannames die zijn gehanteerd binnen deze studie, en die in acht genomen
zouden moeten worden bij het interpreteren van de resultaten:
deze studie heeft niet tot doel het identificeren van de 'optimale brandstofmix' voor de
toekomst, maar analyseert slechts het resultaat van verschillende scenario's, die zijn
gekozen met het oog op de verwachte ontwikkeling van de nationale elektriciteitsystemen
tot 2020 en de milieudoelstellingen van de Nederlandse overheid zoals hierboven zijn
besproken
zowel WKK als windenergie ontvangen geen subsidie voor de geproduceerde of
geleverde elektriciteit. Deze veronderstelling, die zowel op Nederland als op alle andere
landen (met inbegrip van Duitsland) van toepassing is, impliceert dat zowel de WKK als
wind in de markt volledig moeten concurreren en dat hun bedrijfsvoering economisch
wordt geoptimaliseerd. Slechts een beperkte hoeveelheid WKK vermogen is als must run
gemodelleerd
hoewel het simulatiemodel rekening houdt met regionale loadflows en netbeperkingen,
houdt het geen rekening met potentiële netbeperkingen binnen de meeste landen, maar
veronderstelt het voldoende vervoercapaciteiten binnen elk netwerkgebied (zoals ook
voor bijvoorbeeld Nederland)
de uitgevoerde simulaties zijn gebaseerd op perfecte competitie met de marginale
kostprijs als biedprijs op de elektriciteitmarkt, terwijl alle technische beperkingen van
individuele elektriciteitcentrales in het model worden meegenomen. In werkelijkheid
zullen opwekkers zelf hun inzet plannen en mogelijk hun productie aanbieden tegen
andere prijzen, wat met name zal leiden tot hogere prijzen gedurende piekuren.

Revisie september 2010

6.2

-52-

30920572-Consulting 10-0198

Conclusies

De volgende conclusies zijn getrokken uit het onderzoek.
1.

12 GW wind in 2020 is inpasbaar in het elektriciteitsysteem

In het basisscenario is het mogelijk om 12 GW windenergie in het elektriciteitsysteem te
integreren zonder dat dit leidt tot het niet kunnen benutten van elektriciteit uit wind
(zogenaamde wind curtailment). Slechts 0,3% van de totale productie zal verloren gaan door
het terugregelen van windproductie. Ook bij scenario’s met minder flexibel WKK-vermogen,
ofwel een hoger aandeel must-run, zal vrijwel de volledige hoeveelheid elektriciteit uit
windenergie worden benut. In het scenario met 6.000 MW must-run zal 1,5% van de
potentiële windproductie worden teruggeregeld. Zie sectie 5.5.
2. CO2 emissie in Nederland daalt bij toename van het opgesteld windvermogen
De specifieke CO2-emissie als gevolg van de elektriciteitproductie in Nederland daalt bij een
toename van het opgestelde windvermogen27. In het basisscenario met 12 GW wind gaat het
om een emissie van 387 g/kWh, terwijl het in de scenario’s met 9 GW en 6 GW wind om
respectievelijk 423 en 468 g/kWh. Hierbij is wel rekening gehouden met het feit dat
conventionele centrales vaker in deellast en daardoor minder efficiënt draaien, maar niet met
extra CO2-emmissie als gevolg van het minder inzetten van WKK vermogen. Zorgvuldige
modellering hiervan vergt meer inzicht in de warmtekracht situatie dan binnen het kader van
deze studie aanwezig was en kon worden verkregen. Zie sectie 5.3.
3. De gemiddelde marginale kosten dalen bij een toename van het opgesteld
windvermogen
In een optimaal werkende markt zal de marktprijs van elektriciteit bepaald worden door de
marginale kosten van de duurste productie-eenheid die op enig moment wordt ingezet.
Wanneer we het basisscenario met 12 GW wind vergelijken met de scenario’s met 9 GW en
6 GW wind, dan blijkt dat de jaargemiddelde marginale kosten in de twee scenario’s met
minder wind resp. 5% en 10% hoger liggen. De opwekkosten per MWh stijgen met 9% en
20% bij de scenario's met 9 en 6 GW wind. Hieruit mag niet worden geconcludeerd dat een
scenario met meer wind in totaal goedkoper is dan een scenario met minder wind.

27

We merken hierbij op dat voor de totale Europese CO2-uitstoot het ETS-plafond bepalend is.

Reductie in een bepaald land leidt waarschijnlijk tot handel over de grens en niet tot echte
vermindering van de uitstoot in Europa.

Revisie september 2010

-53-

30920572-Consulting 10-0198

Investeringskosten en vaste kosten zijn bijvoorbeeld niet meegenomen, omdat deze niet
relevant zijn voor de hoogte van de marginale kosten. Aan de andere kant zijn vaste kosten
natuurlijk wel bepalend voor de totale kosten van de betreffende scenario’s28. Zie sectie 5.2.
4. WKK zal minder worden ingezet bij toename van het opgesteld windvermogen
Windenergie heeft lage marginale kosten en zal daarom in zijn algemeenheid eerder worden
ingezet dan eenheden met hogere marginale kosten, zoals kolengestookt vermogen, WKKvermogen en overig gasgestookt vermogen. Dit betekent dat naarmate er meer windenergie
wordt geproduceerd de draaiuren van genoemde eenheden zullen dalen. Daarbij is vooral
het effect op WKK interessant gelet op het feit dat het hier in principe om een efficiënte
manier van elektriciteit- en warmteproductie gaat. Een indicatie van dit effect wordt gevormd
door de warmteproductie met behulp van WKK in de verschillende scenario’s. De simulaties
laten zien dat de productie van warmte uit WKK lager is dan wat potentieel mogelijk is en dat
dit effect toeneemt naarmate er meer windvermogen opgesteld is.
De inzet van WKK-vermogen is ongeveer een derde van het potentieel. Dit komt
voornamelijk omdat WKK-vermogen op basis van de gebruikte uitgangspunten moeilijk kan
concurreren met kolengestookt vermogen. Het blijkt dat deze uitkomst erg gevoelig is de
gehanteerde gas- en kolenprijzen en daarmee ook voor de CO2 prijzen. Wanneer dit verschil
kleiner wordt kan WKK beter concurreren met kolen en wordt meer WKK ingezet. Bij meer
wind wordt, zoals gezegd, minder WKK vermogen ingezet. In het scenario met 12 GW aan
windcapaciteit gaat het om circa 4% minder warmtekracht ten opzichte van het scenario met
6 GW wind. Zie sectie 5.5.
5. Effecten van windvermogen op draaiuren en rentabiliteit van nieuwe en bestaande
centrales
Uit de simulaties blijkt dat een groot deel van de conventionele installaties in de verschillende
scenario's in 2020 een relatief lage inzet heeft (weinig draaiuren). Dit heeft effect op de
economische rentabiliteit van deze eenheden. In deze studie hebben we dit effect bezien
voor nieuwe en bestaande kolencentrales in Nederland en de ons omringende landen.
Daarbij is de economische levensvatbaarheid van een nieuwe of bestaande kolencentrale
afgeschat door te kijken of de operationele inkomsten de investeringskosten kunnen dekken.
In het algemeen geldt dat kapitaalsintensieve centrales, zoals kolencentrales een aanzienlijk
aantal draaiuren per jaar moeten hebben om winstgevend te zijn in een ideale markt.

28

Voor een verdere toename van de hoeveelheid wind blijft het gelet op de totale kosten van wind

noodzakelijk om investeringen in wind op de één of andere manier te stimuleren.

Revisie september 2010

-54-

30920572-Consulting 10-0198

Een laag aantal draaiuren kan erop wijzen dat er geen businesscase voor een nieuwe
installatie is of dat bestaande eenheden, die veelal een lagere efficiency hebben, uit bedrijf
kunnen worden genomen. Een van de scenario's (scenario 3) behandelt daarom het effect
van een significant lager aandeel kolen (basislastvermogen) in de brandstofmix. Deze
aanvullende simulaties wijzen erop dat een significante vermindering van beschikbare
(kolengestookte) capaciteit in Nederland en de omringende landen nodig is om een aantal
draaiuren voor kolenvermogen te verkrijgen dat normaal geacht wordt voor
basislastvermogen en waarmee voldoende economische rentabiliteit zou kunnen worden
verkregen. In deze aanvullende simulaties is maximaal 17 GW minder kolenvermogen
opgesteld dan in het basisscenario, waarvan 2,3 GW in Nederland.

Deze observatie moet met de nodige voorzichtigheid worden gelezen. Ten eerste is de
elektriciteitsmarkt als een perfecte markt gemodelleerd wat veelal leidt tot onderschatting van
de marktprijzen. Bovendien richten de uitgevoerde simulaties zich niet op het doorrekenen
van individuele businesscases en zijn derhalve niet geschikt om conclusies over die
businesscases te trekken. Niettemin lijkt het logisch dat het introduceren van veel
windvermogen met lage marginale kosten de marktprijzen onder druk zet. Zonder
tegenkrachten kan dit, samen met het lagere aantal draaiuren, leiden tot een lagere
rentabiliteit van productievermogen.
De mogelijke lagere rentabiliteit van (basislast)vermogen noopt tot nadere analyse van de
toekomstige markt en de samenstelling van het productiepark waarbij onderzocht zou
kunnen worden welke tegenkrachten zouden kunnen leiden tot verbetering van deze
rentabiliteit. Nader onderzoek naar de mogelijke gevolgen voor de marktpartijen van de
introductie van zeer veel windvermogen en onderzoek naar een optimale samenstelling van
het productiepark met veel wind wordt daarom aanbevolen.

Revisie september 2010

7

-55-

30920572-Consulting 10-0198

APPENDICES

Aanpak en modellering
Aanbodcurven
Brandstofmix in detail
Analyse van flexibiliteit van Nederlandse WKK eenheden
Begrippenlijst

7.1
7.2
7.3
7.4
7.5

Revisie september 2010

7.1

-56-

30920572-Consulting 10-0198

Aanpak en modelering

In de afgelopen jaren heeft KEMA een groot deel van de Europese elektriciteitmarkt
gemodelleerd met opwekeenheden, vraaginformatie en een representatie van het
transmissienet. Ten behoeve van dit onderzoek gebruikt KEMA een simulatiemodel van het
elektriciteitsysteem dat de landen omvat van Noord en West Europa, aangevuld met een
aantal landen van Centraal en Zuid Europa.
7.1.1

Het simulatiemodel PLEXOS

Als vereenvoudiging van de elektriciteitmarkt is PLEXOS gebruikt, een volledig simulatie
instrument om complexe elektriciteitsystemen te modelleren. Het model kan
marktontwikkelingen, elektriciteitstromen tussen landen en regio's, prijzen op regionaal en
interregionaal niveau en reservemarkten simuleren. PLEXOS bevat modellen voor
windenergie, waterkrachtcentrales, interconnectoren tussen landen en regio's en
opslagfaciliteiten.
De Noordwest Europese elektriciteitmarkt wordt gesimuleerd als day-ahead markt, waarbij
reserves vereist zijn die worden aangehouden om verschillen tussen de verwachtingen van
de day-ahead markt en de uitkomsten van de real time markt (belasting, wind,
beschikbaarheid, etc.) te kunnen opvangen. De simulatie van de day-ahead markt is
gebaseerd op de chronologische inzet van productie-eenheden.
De simulaties van de day-ahead markt zijn uitgevoerd voor het jaar 2020.
In PLEXOS worden de energielevering en de beschikbaarheid van reservevermogen
geoptimaliseerd. Welke centrale wordt gekozen voor het leveren van reserve is niet alleen
afhankelijk van beschikbaarheid van de eenheid en zijn marginale kosten maar ook van de
snelheid waarmee een centrale kan op- en afregelen en kan worden ingezet.
Bij de modellering is verondersteld dat er geen subsidies of privileges zijn zoals voorrang
voor duurzame energie of WKK zijn. Beide concurreren op de (vrije) elektriciteitmarkt.
7.1.2

Marktwerking in een perfecte markt

Zoals aangegeven in de vorige paragrafen, kan de elektriciteitmarkt gesimuleerd worden als
een reële markt waarin marktpartijen ieder met hun eigen portfolio naar winstmaximalisatie
streven, of als een perfecte markt waarin de inzet van alle eenheden op basis van marginale
kosten bepaald wordt ('BV Nederland' benadering).

Revisie september 2010

-57-

30920572-Consulting 10-0198

Voor deze studie wordt de perfecte markt (met perfecte competitie) gesimuleerd en
geanalyseerd waarbij geoptimaliseerd wordt naar laagste systeemkosten, rekening houdend
met alle beperkingen29 in het systeem. Dit betekent dat de productie-eenheden ingezet
worden in volgorde van hun marginale kosten (merit order) en dat de marktprijs gelijk is aan
de marginale systeemkosten. Verder vindt co-optimalisatie plaats van de
elektriciteitproductie en de behoefte aan reservevermogen.
In Figuur 14 is aangegeven wat het verschil kan zijn tussen de elektriciteitprijs in een
perfecte markt en de prijs in een reële markt, waar de elektriciteit wordt aangeboden tegen
een hogere prijs dan de marginale kosten.

Prijs
Vraag curve
Aanbod curve
(reële markt)
Evenwichtsprijs
in reële markt

Aanbod curve
(perfecte markt)

Evenwichtsprijs
in perfect markt

Prijs mark-up
Evenwichtshoeveelheid

[MW]

Figuur 14 Elektriciteitprijs: verschil tussen perfecte markt en reële markt
Door het vermogen aan te bieden tegen een hogere prijs dan de marginale kosten ontstaat
een hogere evenwichtsprijs. Het verschil tussen de nieuwe en oorspronkelijke prijs, bij de
zelfde hoeveelheid wordt prijs mark-up genoemd. De evenwichtsprijs of marktprijs in de
gemodelleerde perfecte markt zal lager uitvallen dan in de werkelijke markt. Het feit dat dit
niet is meegenomen in de modellering heeft geen invloed op de belangrijkste conclusies van
het rapport, want de merit order blijft onveranderd.
29

Beperkingen in het systeem kunnen zijn: transmissiebeperkingen, beperkingen van de opwekking
zoals minimum belastingsniveau, en regelbeperkingen.

Revisie september 2010

-58-

30920572-Consulting 10-0198

De aanpak leidt tot één vraag- en aanbodcurve. In werkelijkheid heeft iedere producent zijn
eigen vraag- en aanbodcurve, met als vraag de leveringsplichten en als aanbod het
beschikbare productievermogen met biedprijzen. Doordat elke marktpartij zijn eigen portfolio
optimaliseert, inclusief reservebehoefte, is dit in feite een suboptimalisatie en zal dit leiden tot
een prijsverhoging in de markt. Dit effect is niet in de modellering meegenomen, aangezien
deze manier van modelleren inzicht biedt in de marktwerking zonder de invloed van onder
andere strategisch gedrag van individuele actoren in de markt.
Samengevat optimaliseert het simulatiemodel de markt als een geheel zonder mogelijkheid
voor strategisch gedrag en is de werkelijke markt een samenvoeging van marktpartijen die
ieder hun eigen portfolio optimaliseren en tevens strategisch gedrag kunnen vertonen. De
suboptimalisatie leidt samen met het strategisch gedrag veelal tot een verhoging van de
marktprijs.
De energielevering en de reserve beschikbaarheid worden samen geoptimaliseerd. Welke
centrale wordt gekozen voor het leveren van reserve is niet alleen afhankelijk van
beschikbaarheid van de eenheid en zijn marginale kosten maar ook voor de snelheid
waarmee een plant kan regelen en ingezet kan worden.

7.1.3

De aannames voor het Noordwest Europese marktmodel

De belangrijkste kenmerken van het model en de simulaties zijn:
de simulaties zijn gebaseerd op chronologische inzet van productie-eenheden met
PLEXOS, in stappen van een uur, zoals in de structuur van de meeste Europese
groothandelsmarkten,
alle landen zijn beschouwd als een netwerkregio behalve Duitsland, Frankrijk, Groot
Brittannië en Denemarken waarbinnen meer dan één regio is onderscheiden. Er is geen
rekening gehouden met beperkingen (constraints) binnen een regio, (deels)
niet-prijsgevoelige opwekeenheden, zoals een deel van de WKK-eenheden (must run
eenheden), windturbines of run-of-river waterkrachtcentrales zijn gemodelleerd met een
inzet profiel en/of met behulp van stochastische modellen (Monte Carlo)
voor seizoensafhankelijke waterkrachtcentrales (bijvoorbeeld in de Alpen) wordt geen
apart optimalisatiemodel opgesteld maar wordt gebruik gemaakt van typische
seizoenprofielen in combinatie met korte termijn optimalisatie van beschikbare centrales
(energie beperkingen)

Revisie september 2010

-59-

30920572-Consulting 10-0198

perfecte competitie met korte termijn kostprijsbiedingen in de groothandelsmarkt (de
marginale prijs van het systeem = korte termijn marginale kosten) en een schaduwprijs
voor reserves
de standaard ENTSO-E definities van primaire, secondaire and tertiaire reserve worden
toegepast voor de landen binnen UCTE. Daarbij wordt een additionele reserve
gedefinieerd voor de variaties van uur tot uur. Daarnaast zijn reserves voor langere
tijdschalen meegenomen (met > 1 uur activeringstijd) om onzekerheden in de
windvoorspelling voor de volgende dag mee te kunnen nemen
simulatie van verschillende elektriciteitsystemen met meerdere marktregio's.
7.1.3.1

Elektriciteitproductie-eenheden

Voor de brandstofmix30 in het jaar 2020 wordt uitgegaan van de voorspellingen van
zogenaamde UCTE System Adequacy Forecast (SAF), Scenario B (december 2008), waar
nodig aangevuld met voorspellingen van Eurprog 2007. De verhouding binnen de
brandstofmix per land is aangegeven in bijlage 0.
Tabel 12 geeft een overzicht van de type elektriciteitcentrales gemodelleerd in PLEXOS. Dit
zijn waterkrachtcentrales (HPP31), thermische centrales (nucleair, kolen, gas, biomassa
centrales: hout, biogas, bioliquids enz.), zon- en windcentrales.
De werkelijke elektriciteitproductie-eenheden zijn in ons model samengevoegd tot centrales
op basis van type brandstof, type eenheid en rendement. Dit is gedaan om het aantal
eenheden te beperken. Deze vereenvoudiging leidt tot een geringe onnauwkeurigheid van
de berekeningen, deze onnauwkeurigheid is te verwaarlozen bij de onnauwkeurigheid in de
brandstofprijzen. Voor het overige zijn de centrales zoveel mogelijk in overeenstemming met
de werkelijkheid gemodelleerd met hun technische parameters32, beschikbaarheid33 en
verplichtingen34.

30
31

Geïnstalleerd productievermogen.
Hydro power plants.

32

Op- en afregelen, opstarttijd, minimum draaitijd, minimum stilstandtijd, minimum vermogen.

33

Bijvoorbeeld onverwachte uitval van een eenheid.
Ten behoeve van de vraag naar reserve: primaire, secundaire en tertiaire reserve.

34

Revisie september 2010

Tabel 12

-60-

30920572-Consulting 10-0198

Overzicht van gemodelleerde elektriciteiteenheden

Technologie
Thermisch
- Stoom Turbine (ST)
- Gas Turbine (GT)
- Combined Cycle Gas
Turbine (CCGT)
- WKK (ook ST, GT, and
CCGT)

Waterkracht
- Hydro Storage
- Run-of-River
- Pumped Storage

Opmerkingen
ST kan zijn: nucleair, kolen, AVI
Een deel van de WKK centrales
is gemodelleerd als must-run
(met een minimum ingezet
vermogen).

Data bronnen

Eurostat
KEMA technische
database
Eurprog (2007)

Historische maandelijkse
productie gegevens (voor HS en
RoR)
Pumped Storage is apart
geoptimaliseerd

Wind

Windvermogen is berekend uit
uurgegevens voor
windsnelheden, die vervolgens
zijn geaggregeerd per regio

Solar

Gemodelleerd als must-run

Eurostat, KEMA
modelering

Trade Wind studie
National Centre for
Environmental Prediction
(NCEP)

De beschikbaarheid van windenergie is gemodelleerd op basis van twee variabelen: de
beschikbaarheid van wind en de technische beschikbaarheid van de windcentrales. De wind
beschikbaarheid is gemeten op een aantal meetpunten35 (voor iedere regio zijn 1 tot 4
meetpunten gebruikt). In Figuur 15 zijn met gele markers deze punten aangegeven.

35

Bron: National Centre for Environmental Prediction.

Revisie september 2010

-61-

30920572-Consulting 10-0198

Figuur 15 Meetpunten voor wind
Eventuele bijstook van hout in kolencentrales is gemodelleerd in samenhang met de inzet
van kolen in kolencentrales. Naast de aangegeven biomassacapaciteit wordt ervan
uitgegaan dat de prijs van houtbijstook gelijk zal zijn aan de kolenprijs plus een verhoging op
basis van vermeden CO2 en de CO2 prijs. Het hout wordt dus prijsneutraal meegestookt.
De UCTE heeft haar aannames voor de opgestelde capaciteit gebaseerd op informatie van
TSO's in verschillende regio's. In de modelaannames zijn veel nieuwe installaties
gedefinieerd die in 2020 mogelijk in realiteit niet gerealiseerd gaan worden. Vooral in
Duitsland zou dit het geval kunnen zijn, wat ondermeer samenhangt met het langer
openhouden van kerncentrales36, wat wordt overwogen. In de marktmodellering wordt
hiermee rekening gehouden, met de definitie van specifieke scenario's voor minder kolen in
alle regio's en langer openblijven van kerncentrales is Duitsland.
Warmtekracht 37is gemodelleerd als opwekeenheden met een must run gedeelte en een
flexibel gedeelte. In het basisscenario is alleen een must run deel voor de industriële WKK
verondersteld. De andere WKK is 100% flexibel aangenomen. Verder is voor de WKK een
deel als echte WKK gemodelleerd en een deel als puur elektrisch vermogen. Het deel echte
WKK is zodanig groot dat de warmtevraag gekoppeld aan de WKK geleverd kan worden.
36
37

Zogenaamde 'Kernausstieg'.
Aannames voor warmtekracht zijn niet definitief.

Revisie september 2010

-62-

30920572-Consulting 10-0198

Deze warmtevraag is voor een deel van de WKK seizoensafhankelijk. Het deel dat nodig is
voor warmtelevering heeft lagere kosten dan het deel dat alleen elektriciteit produceert
omdat de opbrengst van warmtelevering38 in mindering wordt gebracht op de kosten van
elektriciteitproductie. Het deel dat niet nodig is voor de warmtelevering wordt ingezet op
basis van de merit order. Dit houdt in dat in het overgangseizoen (lente, herfst) en vooral in
de zomer, als een flink deel van het warmtekrachtvermogen niet nodig is voor
warmtelevering, het resterende vermogen (boven het WKK vermogen) voor elektriciteitsproductie ingezet kan worden als dit vermogen concurrerend is.
De must run capaciteit voor de industrie heeft een vlak jaarpatroon (alle maanden gelijk) en
voor een deel (tuinders en ruimteverwarming) een seizoenafhankelijk patroon. In appendix
7.4 is een gedetailleerde beschrijving en analyse van de flexibiliteit van WKK eenheden te
vinden. Voor het totale warmtekracht vermogen, 18 GW in 2020 in Nederland, is uitgegaan
van de Eurprog 2007 cijfers van Eurelectric.

7.1.3.2

Reserves

Voor het modeleren van reserve zijn de gebruikelijk drie types primaire, secundaire en
tertiaire reserve gedefinieerd, en een extra reserve voor het compenseren van windvariaties.
Om de complexiteit van de reservemarkt te reduceren, zijn de vier types reserve alleen
beschouwd voor Nederland, België en Duitsland. Voor Frankrijk, de NORDEL landen en het
Verenigd Koninkrijk zijn de reserves bijeengevoegd, waarbij reservehandel tussen landen
niet mogelijk is. De extra reserve is in het model meegenomen, omdat het inzetten van een
substantiële hoeveelheid windenergie leidt tot een verhoogde reservebehoefte. De extra
benodigde reserve wordt in het model berekend uit de mogelijke windvariaties in combinatie
met variaties van de belasting (elektriciteitvraag).

38

Deze opbrengst is gelijkgesteld aan de warmteproductiekosten door gasgestookte hulpketels met
een rendement van 90% (onderwaarde).

Revisie september 2010

7.1.3.3

-63-

30920572-Consulting 10-0198

Interconnectoren

Om een realistisch beeld te geven van de flexibiliteit van de energie uitwisseling, de
interconnectiecapaciteit tussen verschillende landen, is het nodig om rekening te houden met
de fysieke stromen en de (thermische) beperkingen van het net.
Hoewel de huidige toepassing van Net Transfer Capacity (NTC)39 de commerciële handel
tussen landen mogelijk maakt, geeft deze geen realistische beeld van de huidige
netbeperkingen, vooral voor de grote landen. Tegelijkertijd erkent men dat de voortdurende
stijging van windvermogen in noord Duitsland zal leiden tot interne netbeperkingen in het
Duitse transmissienet.
Voor deze studie zijn twee grote aanpassingen aangebracht in het modelleren van de netten,
die verschilt van het huidige toepassing van de NTCs in de Europese markten:
we maken gebruik van een DC model om de verwachte allocaties van de
interconnectiecapaciteit in de toekomst te realiseren; en
we modelleren grote landen (zoals Frankrijk, Duitsland en Groot-Brittannië) door
meerdere regio's te beschouwen, gebaseerd op de huidige interne structuur van de
netten.
Voor deze studie is gekozen voor een pragmatische oplossing, welke rekening houdt met de
belangrijkste technische beperkingen van het net, zonder een gedetailleerde netanalyse van
stromen te eisen. Deze aanpak is een optimum tussen rekentijd enerzijds en de benodigde
resultaten in deze studie anderzijds.
Voor het bepalen van de netwerk regio's van de grote landen is gekozen voor de volgende
aanpak:
voor Duitsland zijn zeven verschillende regio's gedefinieerd, gebaseerd op aggregatie
van het Duitse regionale netwerk model dat gebruikt wordt door de Duitse TSO's;
Frankrijk is ook in zeven verschillende regio's verdeeld, gebaseerd op de interne
structuur van het Franse transmissiesysteem;
Groot-Brittannië is verdeeld in twee regio's: Engeland & Wales en Schotland;
Denemarken is verdeeld in West en Oost Denemarken volgens de indeling bij
respectievelijke UCTE en NORDEL.
alle andere landen, inclusief Nederland, zijn beschouwd als één regio.

39

Maximale uitwisseling commerciële uitwisseling van elektriciteit (zie definities appendix 7.5).

Revisie september 2010

-64-

30920572-Consulting 10-0198

Deze benadering is gebruikt voor het marktmodel in 2020, met in totaal 26 afzonderlijke
regio's en de interconnecties zoals aangegeven in 7.1.3.3. Het model houdt rekening met de
verwachte netuitbreidingen tot 2020, zoals de BritNed kabel en de directe interconnectie
tussen België en Duitsland.
In een perfecte markt kent de interconnectiecapaciteit maar één handelsmoment dat gelijk is
aan het handelsmoment van elektriciteit. Dit is in ons model ook zo opgenomen. Hierdoor is
het verschil tussen expliciet en impliciet40 veilen van interconnectiecapaciteit niet aan de
orde.

Nor
del

GB
SC

DKW

DKE

DE1

NL

GB
E&

DE2
DE3

BE

DE4

DE5
FR1
FR3

FR2

DE6

FR-

FR4

5

CH

PL

CZW

CZE

DE7

AT

vereenvoudigd
regio model
FR6

FR7

geplande
interconnectors

Figuur 16 Het vereenvoudigde regiomodel van de netstructuur van het Europese
marktmodel in 2020

40

Veilen van capaciteit samen met geleverde energie.

Revisie september 2010

7.1.3.4

-65-

30920572-Consulting 10-0198

Elektriciteitvraag

Voor het jaar 2020 zijn voor alle landen, behalve voor Nederland, de historische
belastingprofielen van UCTE voor 2008 gebruikt, met een opschaling naar de vraag in 2020
met groeifactoren van UCTE en Eurelectric (Eurprog 2007).
Voor Nederland wordt voor het basisscenario uitgegaan van een binnenlands
elektriciteitverbruik van 130 TWh in 2020, zoals dit ook in de referentieramingen van
ECN/PBL gehanteerd wordt41. De elektriciteitvraag van 146 TWh, die aansluit bij UCTE /
Eurprog, wordt als variant meegenomen in scenario 4a.

7.1.3.5

Brandstof en CO2 prijzen

De brandstoffen die ingezet worden in de elektriciteitproductie-eenheden, worden
modelmatig geaggregeerd tot de volgende hoofdbrandstoffen (zie Tabel 12). Daarbij wordt
onderscheid gemaakt tussen regiospecifieke prijzen, waarin rekening gehouden is met
verschillen in transportkosten en brandstoffen met gelijke kosten in alle regio's.

Tabel 13

Brandstoftypen

Brandstoffen met
verschillende transport
prijzen per regio

Gelijke prijzen
voor alle regio's

Bruinkool

Synthesegas

Kolen

Uranium

Zware Stookolie (HFO)

Biomassa

Lichte Stookolie (LFO)

Zon

Vloeibaar Aardgas (LNG)

Water

Aardgas

Wind

Voor Biomassa, Syngas, en Uranium zijn identieke prijzen aangenomen voor alle regio's.
Hoewel dit niet geheel correct is, heeft deze aanname een zeer beperkte invloed op de
modellering.
41

ECN/PBL

Revisie september 2010

-66-

30920572-Consulting 10-0198

De prijzen voor fossiele brandstoftypen zijn gebaseerd op commodity prijzen van de
brandstof, transportkosten en kosten voor CO2 emissierechten. De commodity prijzen zijn
gebaseerd op de relatie tussen een veronderstelde vlakke basisprijs voor ruwe olie van USD
100 per barrel. De overige brandstofprijzen zijn gerelateerd aan de ruwe olie prijs.
Transportkosten zijn geschat uit informatie uit eerdere projecten.
De aangenomen prijzen voor brandstoftypen en CO2 emissierechten in het basisscenario
zijn:
brandstofprijzen gebaseerd op het niveau van 100 USD/bbl voor ruwe olie
gasprijs is 85% van de GJ equivalente ruwe olie prijs (10,0 EUR/GJ)
internationale kolenprijs is 100 EUR/ton (3,8 EUR/GJ)
locale kolen- en bruinkoolprijzen zijn afkomstig uit de KEMA database
HFO prijzen gebaseerd op 80% van de ruwe olieprijzen (9,3 EUR/GJ)
LFO prijzen gebaseerd op 125% van de ruwe olieprijzen (14,6 EUR/GJ)
CO2 prijzen in 2020 zijn 20 EUR/ton.
In Tabel 14 zijn de gas- en kolenprijzen van het basisscenario weergegeven, voor
Nederland, met gemiddelde transportkosten.
Tabel 14

Gas- en kolenprijzen
Brandstof
type

Basis
scenario

Commodity

CO2

Totaal

EUR/GJ

EUR/ton

kg/GJ

EUR/GJ

EUR/GJ

Gasprijs

10,0

20

56

1,1

11,1

Kolenprijs

3,8

20

94

1,9

5,7

Revisie september 2010

7.2

-67-

30920572-Consulting 10-0198

Aanbodcurven

Voor drie periodes van één uur is een aanbod, ofwel supply curve gemaakt – dit is een
grafiek met op de x-as het cumulatief vermogen van de ingezette eenheden gerangschikt op
merit order, en op de y–as de marginale kosten (SRMC).
De drie periodes van één uur zijn zo gekozen dat inzicht ontstaat in de invloed van
windproductie en belasting (elektriciteitvraag) op de vorming van de elektriciteitprijs. De
volgende uren zijn geselecteerd:
23 juni, 4.00h: veel wind en lage belasting (elektriciteitvraag)
23 juni, 12.00h: veel wind en veel belasting (elektriciteitvraag)
16 juli, 18.00h: weinig wind en veel belasting (elektriciteitvraag).
De relevante gegevens zoals belasting, elektriciteitprijs, import en export zijn gepresenteerd
in tabellen onder de figuren.
De aanbodcurve geeft het op dat moment draaiende vermogen weer in de horizontale lijnen.
Dit houdt in dat het must run deel van de grafiek alleen draaiend vermogen betreft dat moet
produceren ten behoeve van warmtelevering.
Aanbodcurve 1: veel wind en lage belasting
Figuur 17 geeft de aanbodcurve voor een uur met veel wind en een lage belasting. De
aanbodcurve laat zien dat er verschillen zijn in marginale kosten voor diverse eenheden en
tussen scenario's. Van links naar recht staat het geleverde productievermogen (cumulatief)
van uur 4, in volgorde van lage naar hoge marginale kosten.
De eenheden met zeer lage marginale kosten - zoals windenergie - staan uiterst links in de
grafiek; met opklimmende kosten volgen de kolen, de WKK eenheden met warmtelevering
en de gasgestookte eenheden en vervolgens de WKK eenheden zonder warmtelevering. De
eenheden met de hoogste marginale kosten staan in de verticale lijn rechts en produceren
niet in dit uur. In Figuur 17 wordt de elektriciteitvraag geheel ingevuld met must run, wind en
WKK eenheden met warmtelevering.
Als gevolg van 12 GW windcapaciteit in het basisscenario zijn de marginale kosten over de
hele aanbodcurve (van links naar rechts) in het basisscenario lager dan in scenario 1d met
6 GW windvermogen (zie Figuur 17). De meest rechtse verticale lijn geeft aan hoeveel
vermogen geleverd wordt (14,8 GW in het basisscenario).

Revisie september 2010

-68-

30920572-Consulting 10-0198

Te merken is dat in scenario 1d de windenergie vooral wordt gecompenseerd door WKK
eenheden.
De prijzen die genoemd zijn in de tabellen onder deze en de volgende figuren komen niet
overal overeen met de prijs die uit de supply curve volgt. De prijs in de figuren is namelijk de
marginale kostprijs van de individuele productie-eenheden en de prijs in de tabellen is de
marginale kostprijs van het hele systeem. In de systeemprijs kunnen ook kosten van effecten
die elders in het systeem optreden verwerkt zijn. De systeemprijs kan bijvoorbeeld ontstaan
op basis van het opregelen van de marginale eenheid en tegelijkertijd het afregelen van een
andere eenheid. De systeemprijs wordt dan bepaald door de verschilkosten tussen de
marginale kosten van de ene en de kosten van de andere eenheid. In onderstaand
voorbeeld zou dat kunnen leiden tot een lagere systeemprijs.

175
23 juni, uur 4 veel wind, lage belasting

Marginale opwekkosten [€/MWh]

150
Scenario 1d
Wind capaciteit (6 GW)

125
Basis scenario
Wind capaciteit (12 GW)

WKK gas met
warmtelevering

100
75

WKK kolen
Overig vermogen

50
Must Run

Wind

25
0
0

5

10

15

20

Productie vermogen (cummulatief ) [GW]

Figuur 17 Aanbodcurve van basisscenario en scenario 1d – veel wind, lage belasting

Revisie september 2010

-69-

30920572-Consulting 10-0198

42

23 juni, uur 4

Productie
(MW)

Belasting
(MW)

Import
(MW)

Export
(MW)

Elektriciteitprijs
(€/MWh)

Basis scenario

14763

10692

734

4805

8.7

Scenario 1d

9649

10692

4214

3171

28.4

Marginale opwekkosten [€/MWh]

175
Scenario 1d
Wind capaciteit (6 GW)

23 juni, uur 12 veel wind, hoge belasting

150
125

WKK gas

Kolen

100

Overig
vermogen

75
50
Must Run

Wind

Basis scenario
Wind capaciteit (12 GW)

25

Kolen WKK

0
0

5

10

15

20

Productie vermogen (cummulatief ) [GW]

Figuur 18 Aanbodcurve van het basisscenario en scenario 1d – veel wind, hoge belasting
43

23 juni, uur 12

Productie
(MW)

Belasting
(MW)

Import
(MW)

Export
(MW)

Elektriciteitprijs
(€/MWh)

Basis scenario

16998

16214

2988

3772

29.4

Scenario 1d

16700

16214

3122

3608

45.9

Aanbodcurve 2: veel wind en hoge belasting
Bij veel wind en hoge belasting zoals in de situatie in Figuur 18 wordt bij 12 GW vindt relatief
veel export plaats en wordt de binnenlandse productie door must run, wind en WKK met
42
43

De elektriciteitsprijs wordt bepaald op basis van de marginale systeemkosten.
De elektriciteitsprijs wordt bepaald op basis van de marginale systeemkosten.

Revisie september 2010

-70-

30920572-Consulting 10-0198

warmtelevering ingevuld. Bij 6 GW wind is er ruimte voor import en aanvullend kolenvermogen. De kostprijs is bij 6 GW veel hoger dan bij 12 GW wind.
In bovenstaand voorbeeld is de systeemprijs voor scenario 1d gelijk aan de marginale kosten
van de marginale eenheid. De systeemprijs voor het basisscenario is aanzienlijk hoger dan
de kosten van de marginale eenheid. Dit kan het gevolg zijn van het moeten opstarten van
extra vermogen. In het model wordt een deel van de startkosten aan de marginale kostprijs
toegewezen waardoor hogere systeemkosten ontstaan.
175
16 juli, uur 18 weinig wind, hoge belasting

Marginale opwekkosten [€/MWh]

150

Basis scenario
Wind capaciteit (12 GW)

125
100

Kolen WKK

Gas WKK met
warmtelevering

75

Kolen
Overig vermogen

Wind

50

Scenario 1d
Wind capaciteit (6 GW)

Must Run

25
0
0

5

10

15

20

Productie vermogen (cummulatief ) [GW]

Figuur 19 Aanbodcurve van basisscenario en scenario 1d – weinig wind, hoge belasting

Productie
(MW)

Belasting
(MW)

Import
(MW)

Export
(MW)

Elektriciteitprijs
(€/MWh)

Basis scenario

17900

15083

1700

4517

64.5

Scenario 1d

18190

15083

1700

4807

62.6

Aanbodcurve 3: weinig wind en hoge belasting
44

44

16 juli, uur 18h

De elektriciteitsprijs wordt bepaald op basis van de marginale systeemkosten.

Revisie september 2010

-71-

30920572-Consulting 10-0198

Bij weinig wind is de invloed van meer of minder wind vermogen (scenario's 6 of 12 GW wind
vermogen) klein. De prijs wordt in deze periode bepaald door de fossiele eenheden en dit
geval door kolengestookte eenheden. De marginale kosten van kolengestookte WKK met
warmtelevering lager dan de marginale kosten van gasgestookte WKK met warmtelevering.
Er één gasgestookte niet-WKK centrale die een fractie lagere marginale kosten laat zien dan
het kolengestookte (niet-WKK) vermogen. Dat deze gasgestookte centrale lagere marginale
kosten heeft in dit voorbeeld wordt verklaard door het feit dat het marginale rendement van
de koleneenheden in het belastingpunt waarop ze zijn ingezet substantieel lager is dan het
marginale rendement van de gasgestookte eenheid.
Hierbij wordt vermeld dat het slechts om één gasgestookte (niet-WKK centrale gaat en dat
het overige gasgestookte vermogen niet is ingezet. Buiten wind en WKK wordt de curve
voornamelijk door kolengestookt vermogen ingevuld.

7.3

Brandstofmix in detail

De onderstaande tabel geeft de brandstofmix per land in 2009 en 2020, in procenten van het
totaal opgesteld vermogen per land, uit de System Adequacy Forecast van UCTE.

Revisie september 2010

Tabel 15
2009
Biomassa

-72-

30920572-Consulting 10-0198

Brandstofmix per land in 2009 en 2020, in GW geïnstalleerd vermogen
AT

BE

CH

DE

FR

GB

NL

NO

0,2

0,7

0,3

9,4

1,0

2,1

0,1

0,0

Kolen

1,0

1,3

-

27,3

4,3

20,4

3,6

-

Gas

2,5

5,6

0,8

7,7

6,8

30,2

5,7

1,2

Stookolie

0,2

0,9

-

3,6

7,2

1,0

-

-

WKK

3,5

2,1

-

20,3

4,5

7,8

12,8

-

Bruinkool

-

-

-

16,1

-

-

-

-

Zon

-

0,0

-

4,2

0,0

-

0,1

-

Uranium

-

3,3

2,6

2,1

51,9

8,0

0,5

-

Water

13,1

1,1

12,5

7,5

19,9

3,5

0,0

23,6

Wind

1,3

2,5

-

35,7

13,6

13,7

2,2

1,3

Biomassa

0,3

0,9

0,4

11,8

1,2

2,7

0,2

0,0

Kolen

1,2

1,6

-

34,1

5,4

25,5

7,3

-

Gas

3,1

7,0

1,0

9,7

8,5

37,7

7,1

1,4

Stookolie

0,2

1,1

-

4,5

9,0

1,3

0,9

-

WKK

4,4

2,6

-

25,3

5,7

9,8

18,0

-

Bruinkool

-

-

-

20,1

-

-

-

-

Zon

-

0,0

-

5,3

0,0

-

0,1

-

Uranium

-

4,1

3,2

2,7

64,9

10,0

0,5

-

Water

16,4

1,4

15,6

9,4

24,9

4,4

0,0

29,5

Wind

2,0

2,0

-

42,0

17,0

17,0

12,0

2,0

2020

Revisie september 2010

Tabel 16

-73-

30920572-Consulting 10-0198

Brandstofmix per land in 2009 en 2020, in % van totaal geïnstalleerd vermogen

2009
Biomassa

AT

BE

CH

DE

FR

GB

NL

NO

1%

4%

2%

7%

1%

4%

0%

0%

Kolen

4%

7%

0%

20%

4%

13%

14%

0%

Gas

11%

32%

5%

6%

6%

27%

13%

4%

Stookolie

1%

5%

0%

3%

7%

2%

0%

0%

WKK

16%

12%

0%

15%

4%

15%

51%

0%

Bruinkool

0%

0%

0%

12%

0%

0%

0%

0%

Zon

0%

0%

0%

3%

0%

1%

0%

0%

Uranium

0%

19%

16%

2%

48%

6%

2%

0%

Water

60%

6%

77%

6%

18%

22%

0%

90%

Wind

6%

14%

0%

27%

12%

10%

9%

5%

Biomassa

1%

4%

2%

7%

1%

4%

1%

0%

Kolen

4%

8%

0%

21%

4%

13%

16%

0%

Gas

11%

34%

5%

6%

6%

27%

16%

4%

Stookolie

1%

5%

0%

3%

7%

2%

2%

0%

WKK

16%

13%

0%

15%

4%

14%

38%

0%

Bruinkool

0%

0%

0%

12%

0%

0%

0%

0%

Zon

0%

0%

0%

3%

0%

1%

0%

0%

Uranium

0%

20%

16%

2%

48%

6%

1%

0%

Water

59%

7%

77%

6%

18%

22%

0%

89%

Wind

7%

10%

0%

25%

12%

12%

26%

6%

2020

Revisie september 2010

-74-

30920572-Consulting 10-0198

Elektriciteitsproductie in % van totaal

In de onderstaande figuur (Figuur 20) en tabel (Tabel 17) is de inzet van de verschillende
energiedragers voor de elektriciteitsproductie in de onderscheiden scenario’s in 2020
weergegeven.

100%
90%
80%
70%

Rest

60%

Aardgas

50%

Steenkool

40%

Wind

30%

Uranium

20%
10%
0%

Base

1a

1b

1c

1d

2a

2b

3

4a

4b

Scenario

Figuur 20 Brandstofmix voor Nederland, in % van totale elektriciteitproductie in 2020
Tabel 17

Base

1

2
3
4

Brandstofmix in Nederland in 2020, in % van totale elektriciteitsproductie
Sce #

Uranium

Steenkool

Aardgas

Wind

Rest

Base

3,1%

33,3%

32,3%

27,5%

3,9%

1a

3,1%

30,3%

34,8%

27,8%

4,0%

1b

2,9%

36,1%

30,2%

26,9%

3,8%

1c

3,1%

36,9%

34,5%

21,4%

4,2%

1d

3,1%

41,0%

37,5%

13,9%

4,3%

2a

2,6%

28,7%

39,7%

25,3%

3,6%

2b

2,6%

22,2%

46,7%

25,0%

3,6%

3

3,2%

29,1%

35,4%

28,2%

4,1%

4a

2,8%

34,7%

33,0%

25,7%

3,8%

4b

2,9%

33,0%

32,8%

27,2%

4,1%

Revisie september 2010

-75-

30920572-Consulting 10-0198

De onderstaande tabel geeft de verschillende typen en productie eenheden die in PLEXOS
het Nederlandse productie park representeren.
Tabel 18

Representatie centrales Nederland

Type Centrale in Nederland
(Productie-eenheid)

Maximum vermogen (MW)

Biomass_ST

240

CHP_COAL_ST

1704

CHP_GAS_CCGT

16312

COAL_ST

7346

GAS_CCGT

5472

GAS_GT

1000

HFO_ST

873

Sun

60

Syngas_CCGT

600

UR_ST

480

Water_HPP

36

Wind OFFshore

5956

Wind Onshore

6044

Revisie september 2010

7.4

-76-

30920572-Consulting 10-0198

Analyse van flexibiliteit van Nederlandse WKK eenheden

De flexibiliteit van WKK installaties is op detailniveau geanalyseerd. Het uitgangspunt hierbij
is de technische beschikbaarheid voor het op- of afregelen en aan- of uitschakelen van WKK
eenheden. Het doel van deze analyse is inzicht te bieden in de flexibiliteit van de
afzonderlijke installaties, als ook van groepen installaties tezamen. De resultaten hiervan
vormen de basis waarop model- en scenario aannames zijn gekozen voor WKK in het
Nederlandse elektriciteitsysteem (zie Figuur 21).

Inventarisatie
WKK 2008
input

•

Tennet lijst

•

KEMA database

Analyse
flexibiliteit
•

Technische flexibiliteit per
WKK installatie:

–

Technologie

–

Sector

–

Seizoensvariatie

•

Flexibiliteit groep units

•

Aannames voor

Aannames

•

Vertaling naar

Flexibiliteit
WKK 2020
•

Scenario
aannames

Minimale must-run

2020

Must-run bij:

–

Industriele WKK

–

Gebouwde omgeving

–

Glastuinbouw

Figuur 21 Overzicht van vertaling van KEMA analyse naar scenario aannames

Inventarisatie
In een inventarisatie is de lijst met elektriciteit- en warmtekrachtinstallaties in Nederland
volgens TenneT, aangemeld productievermogen45, aangevuld met gegevens van het CBS,
van Cogen specifiek voor gasmotoren en eigen gegevens van KEMA.
De som van de elektrische capaciteiten in deze lijst is 20,9 GW. Volgens het CBS is het
geïnstalleerd vermogen in Nederland in 2008 totaal 24,9 GW, waarvan 22,0 GW relevant is
voor vergelijking met de inventarisatie door KEMA. De inventarisatie omvat 20,9/22,0 95% van
het relevante deel van de Nederlandse opwekcapaciteit. KEMA veronderstelt dat dit
voldoende is om op hoofdlijnen conclusies te trekken over de flexibiliteit van het Nederlandse
elektriciteitsysteem.

45

http://www.tennet.org/bedrijfsvoering/Systeemgegevens_voorbereiding/Aangemeld_productievermogen/Opgesteld_vermogen.aspx

Revisie september 2010

Tabel 19

-77-

30920572-Consulting 10-0198

Geïnstalleerd vermogen, vergelijking tussen CBS en KEMA inventarisatie
Geïnstalleerd vermogen, Nederland in 2008 [MW]
Type installatie

CBS, Statline

46

KEMA

waarvan
fossiel

Totaal

NL

Gasmotor

3.490

Stoomturbine

9.539

STEG-eenheid

7.743

Gasturbine

1.278

Nucleaire eenheid

510

510

Waterkrachtcentrale

37

37

Windturbine

2.121

2.121

Zonne-energie

57

57

Overige installaties

80

80

24.855

24.855

Totaal

22.050

20.911

Analyse
Bij een bepaalde vraag kunnen verschillende typen WKK installaties meer of juist minder
elektriciteit opwekken, ook zijn er WKK technologieën die een vaste verhouding hebben
tussen warmtevraag en elektriciteitopwekking. In deze analyse is de flexibiliteit bepaald ten
opzichte van de maximale belasting van een eenheid, of een groep eenheden.
Alle eenheden (of groepen van kleine eenheden) zijn gecategoriseerd op basis van KEMA’s
interne kennis over het type dienst, type eenheid, brandstoftype en seizoensvariatie.
•

Type dienst
– E (alleen elektriciteit)
– WKC-IS (warmtekracht centrale met stoom levering voor industriële processen)
– WKC-SV (warmtekracht centrale met heet water levering voor
warmtetoepassingen in de gebouwde omgeving)
– WKC-TB (warmtekracht centrale met warmte levering aan de glastuinbouw)

46

Statline, voorlopige gegevens over 2008.

Revisie september 2010

•

-78-

30920572-Consulting 10-0198

Type eenheid
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–

AVI (afvalverbrandingsinstallatie)
Combi (stoomeenheid met voorgeschakelde gasturbine)
STEG-A/CST (combined cycle: stoom- en gasturbine, afgassenketel en
condenserende stoomturbine)
SC (stoomcyclus)
GT (gasturbine)
KV-STEG (Kolenvergasser met stoom- en gasturbine)
STEG-TDST (combined cycle: stoom- en gasturbine, afgassenketel en tegendruk
stoomturbine)
GT-AFK (gasturbine met een afgassenketel)
GM (gasmotor)
? (onbekend)

•

Brandstoftype
– Afval
– Aardgas
– Kolen
– Uranium
– Bio (biomassa of daaruit afgeleide brandstoffen)
– Hoogovengas

•

Seizoen
– Zomer
– Winter.

Inflexibel in de zomer én de winter
CHP die op AVI (afval aan energie) wordt gebaseerd
Deze installaties moeten het aangeboden afval verwerken, gaan niet in deellast en hebben
daarom een vast relatie tussen geleverde warmte en elektriciteit.
CHP met stoomlevering voor industriële processen STEG-TDST of GM
Voldoen aan de stoomvraag is leidend en er is een vaste relatie tussen stoomlevering en
elektriciteitproductie.
CHP voor stadsverwarmingsinstallaties gebaseerde en industriële stoom van het type
GT-AFK.

Revisie september 2010

-79-

30920572-Consulting 10-0198

De warmtevraag is leidend en er is een semi-vaste relatie tussen warmte- en
elektriciteitlevering. De meeste GT-AFKs voor stadsverwarmingsinstallaties hebben geen
koeler voor de zomerkoeler (zie verderop).
CHP eenheden die procesgassen in verbranden
De installaties die procesgassen, zoals bijvoorbeeld Hoogovengas verwerken zijn inflexibel
in de levering van warmte.
CHP eenheden van onbekend type
onbekende installaties zijn als inflexibel verondersteld.
Flexibel in de zomer, niet in de winter
WKK voor stadsverwarmingsinstallaties zijn van het type STEG-TDST en
WKK voor tuinbouw en stadsverwarmingsinstallaties van het type GM
In de winter worden deze eenheden ingezet op vol vermogen voor warmtelevering, met
zonodig steun van hulpboilers. Deze hulpwarmteketels zijn niet in staat om aan de piek
warmtevraag te voldoen: in het algemeen is een combinatie van WKK deellast en
hulpwarmteketels in vollast nodig om aan een piekvraag in de winter te voldoen. Aangezien
de verhouding tussen warmte en energieproductie vast is, is geen flexibiliteit in
elektriciteitproductie beschikbaar.
In de zomer is zeer weinig warmte nodig en kan dit door hulpboilers gewoonlijk geleverd
worden. Het is mogelijk om dan elektriciteit te leveren door de warmte uit een STEG-TDST
weg te koelen in de zomerkoelers, of zoals bij GM door de warmtewisselaars te omzeilen. In
STEG-TDST zijn de zomerkoelers meestal niet groot genoeg om de eenheid op vol
elektrisch vermogen te draaien, zodat de maximum stroom productie in de zomer lager is
dan de vollast in de winter.
Bij WKK voor tuinbouw (veelal GM's) is de inzet niet in alle gevallen warmtevraag gestuurd,
en wordt de inzet ook bepaald door de elektriciteitprijs. Warmte kan bij veel installaties
opgeslagen worden in warmtebuffers. Om deze reden is een variant meegenomen waarbij
de GM in de tuinbouw in de winter ook volledig flexibel zijn (dat wil zeggen geen must run).
Flexibel in de zomer én de winter
CHP voor stadsverwarmingsinstallaties en voor industriële stoomproductie (STEGA/CST)

Revisie september 2010

-80-

30920572-Consulting 10-0198

Door de aard van dit type eenheden is een variabele relatie tussen elektriciteit en
warmteproductie mogelijk. In de zomer is de flexibiliteit voor stadsverwarmingsinstallaties
een beetje hoger dan in de winter, omdat minder van de elektriciteitproductie opgeofferd
wordt aan de productie van warmte.
Groupflex & Unitflex
Eenheden kunnen worden op- of afgeregeld en, of aan- en uitgeschakeld, zowel individueel
als in groepen. Voor de individuele installaties is de minimale en maximale belasting bepaald
en vertaald naar flexibiliteit, voor 2 perioden: zomer en winter. Daarna is deze flexibiliteit
vertaald naar flexibiliteit op het niveau van groepen installaties, en vervolgens voor het totaal.
De Groupflex is de flexibiliteit van alle installaties samen, rekening houdend met technische
beperkingen voor op- en afregelen, én met het één voor één op- en afschakelen van units.
De Unitflex is de flexibiliteit van alle individuele eenheden tezamen, rekening houdend met
alleen het op- en afregelen van één unit.
Groepen
Vervolgens zijn de resultaten voor verschillende groepen installaties samengevoegd en
geaggregeerd volgens 3 groepen met vergelijkbare flexibiliteit en seizoensvariatie:
•

WKK-TB

(Glas)tuinbouw

seizoensvariatie

•

WKK-IS

Industriële WKC Systemen

vlak patroon

•

WKK-SV

Stadsverwarming

seizoensvariatie

•

rest

Bio-installaties en AVI's.

De minimale must run capaciteit volgt uit de minimale inzet per seizoen voor de WKK
groepen.

Revisie september 2010

-81-

30920572-Consulting 10-0198

All WKC

MustRun and flex capacity (MWe)

10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0

Zomer

Winter

UnitFlex

3.814

3.219

GroupFlex

3.376

1.739

MustRun

1.363

3.514

Installed

9.102

9.102

Figuur 22 Flexibiliteit van gezamenlijke WKK eenheden (GM als volledig flexibel), met de
flexibiliteit van alle eenheden tezamen, zonder eenheden af te schakelen
(Unitflex), de flexibiliteit waarbij eenheden worden afgeschakeld (Groupflex),
en de minimal must run van alle gezamenlijke WKC eenheden.

Revisie september 2010

-82-

30920572-Consulting 10-0198

All WKC

MustRun and flex capacity (MWe)

10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0

Zomer

Winter

UnitFlex

3.814

3.219

GroupFlex

3.376

0

MustRun

1.363

5.253

Installed

9.102

9.102

Figuur 23 Flexibiliteit van gezamenlijke WKK eenheden (GM NIET volledig flexibel), met de
flexibiliteit van alle eenheden tezamen, zonder eenheden af te schakelen
(Unitflex), de flexibiliteit waarbij eenheden worden afgeschakeld (Groupflex),
en de minimal must run van alle gezamenlijke WKC eenheden.

Minimale must run
De minimale mustrun volgt uit de bovenstaande analyse (zie Tabel 20). De spreiding van de
verschillende resultaten laat zien dat in de zomer de maximale flexibiliteit begrensd wordt
door ongeveer 2 GW must run vermogen, en in de winter bij circa 4 GW must run
vermogen. Bij een lagere flexibiliteit (zonder alternatieven voor warmtelevering of
warmteopslag bij de glastuinbouw en warmtelevering aan gebouwde omgeving) is flexibiliteit
respectievelijk begrensd door circa 2 en 6 GW minimale must run, respectievelijk in de
zomer en winter.

Revisie september 2010

-83-

30920572-Consulting 10-0198

Tabel 20 Minimale must run voor hoge en lage flexibiliteit van het energiesysteem
Must run [MW]

Groep

KEMA
analyse

Hoge flexibiliteit

Lage flexibiliteit

Zomer

Winter

Zomer

Winter

Industrie

WKC-TB

Tuinbouw

0

0

0

1.739

WKC-IS

Industrie

1.363

1.363

1.363

1.363

WKC-SV

Gebouwde
Omgeving

0

1.902

0

1.902

AVI's

150

150

150

150

biobrandstoffen

281

281

281

281

additioneel bio

430

430

430

430

totaal

2.074

4.126

2.224

5.865

Aanvullende
aannames
voor vertaling
van 2008
naar 2020

WKC-BIO

Minimale
Must Run

Totaal

In de winter en in de zomer verschilt de flexibiliteit van het totaal aan WKK installaties. In de
winter kunnen situaties voorkomen dat er én een piek warmtevraag is in de gebouwde
omgeving, én dat de industriële installaties genoodzaakt zijn WKK te bedrijven. Daarnaast
kunnen de eenheden in de glastuinbouw draaien in de winter, echter deze installaties
hebben veelal een alternatieve warmtebron (hulpketel) en/of een warmte buffer, waardoor
additionele flexibiliteit beschikbaar is. Daarom is de verwachting dat de minimale must run in
de winter in de range ligt van 3 tot 6 GW. Met alternatieven voor warmte opwekking (zoals
bijvoorbeeld additionele hulpwarmteketels), kan deze range naar lagere waardes voor must
run verschuiven.

Revisie september 2010

7.5

30920572-Consulting 10-0198

Begrippenlijst

Brandstofmix:
Commodity prijzen:

Daluren:
Elektriciteitprijs:
Expliciete veiling:
Groothandelsmarkt:
Impliciete veiling:
Merit order:
Minimale belasting:
Minimale capaciteit
Must-run capaciteit:

Net Transfer Capacity:

Piekuren:

-84-

het geïnstalleerd elektriciteitproductievermogen voor alle
brandstoftypen
prijzen van eenheids- of basisproducten. De commodity
prijzen van gas zijn gebaseerd op een veronderstelde
vlakke basisprijs voor ruwe olie van USD 100 per barrel
de uren tussen 20h en 8h op alle weekdagen, inclusief
weekend
de marktprijs op de groothandelsmarkt
een veiling van interconnectiecapaciteit: waarbij de
capaciteit los van de geleverde energie wordt geveild
de markten waarop elektriciteit wordt verhandeld
een veiling van interconnectiecapaciteit: waarbij de
capaciteit samen met de geleverde energie wordt geveild
een manier van rangschikken van beschikbare elektriciteitopwekcapaciteit, in de volgorde van de productiekosten
minimale vermogen waarbij een eenheid technisch gezien
elektriciteit kan leveren
zie minimale belasting
de totale capaciteit van eenheden in het
elektriciteitsysteem die niet beïnvloed worden door de
elektriciteitmarkt, vanwege bijvoorbeeld warmte of
stoomlevering, of verwerken van procesgas
de Net Transfer Capacity (NTC) tussen twee systemen is
gedefinieerd als de maximum commerciële uitwisseling van
elektriciteit, gebaseerd op individuele programma's die
commerciële marktspelers indienen bij de TSO's. NTC
reflecteert niet het fysieke volume van energie die kan
stromen op een gegeven grens; NTC wordt vastgesteld
door TSO's op basis van een methodologie ontwikkeld door
de Europese vereniging van TSO's (ETSO, tegenwoordig
ENTSO-E).
de uren tussen 8h en 20h op alle weekdagen,
inclusief weekend

Revisie september 2010

Primair reservevermogen:

Secundaire reservevermogen:

Technische parameters:

Tertiair reservevermogen:

Wind curtailment:

-85-

30920572-Consulting 10-0198

vermogensreserve om de frequentie van het gekoppelde
Europese net te stabiliseren en black-outs te voorkomen.
De primaire reserve kan automatisch geactiveerd worden in
installaties die frequentieschommelingen kunnen
detecteren en indien nodig daarop zeer snel kunnen
reageren binnen de 0 tot 30 seconden. Deze reserve zal
niet langer worden benut dan 15 minuten
vermogen voor de handhaving van de balans van het
Nederlandse elektriciteitsvoorzieningsysteem. Ze wordt ook
gebruikt om de frequentie terug op 50 Hz te brengen. Deze
reserve wordt automatisch en doorlopend geactiveerd,
zowel opwaarts als neerwaarts (opregeling-afregeling). Zij
reageert snel (tussen 30 seconden en 15 minuten) en blijft
geactiveerd zolang dit nodig is. De netgebruiker die deze
reserve ter beschikking stelt moet beschikken over de
nodige middelen om te communiceren met de dispatching
van de TSO
parameters gebruikt voor de modellering van
opwekeenheden zoals: op- en afregelen, opstarttijd,
minimum draaitijd, minimum stilstandtijd, minimum
vermogen
vermogen om de secundaire reserve aan te vullen. De
tertiaire reserve bestaat uit twee componenten: de tertiaire
productiereserve; dat wil zeggen de injectie van extra
vermogen door producenten die een contract voor tertiaire
reserve hebben afgesloten, en de tertiaire afnamereserve;
dat wil zeggen een vermindering van de afnames door
netgebruikers die daarvoor een contract hebben afgesloten
de beschikbare windenergie die niet benut kan worden.