De volatiliteit in 2030 is in de meeste scenario’s groter dan nu. Bovendien is zoals verwacht de volatiliteit groter in scenario’s met meer duurzame energie (figuur 4.5 - 4.12 en tabel 4.1). In scenario’s met veel duurzame energie zijn er veel lage prijzen inclusief nulprijzen. Dit komt voornamelijk naar voren in Vision 4+ (figuur 4.3). Het aantal prijspieken en de hoogte daarvan is vrijwel vergelijkbaar in 2030 met 2013 (tabel 4.2). Over het algemeen zijn er in de scenario’s voor 2030: of lage prijsuitschieters, of gemiddeld hogere prijzen, maar geen scenario’s met beide. De verdeling over de gemiddelde dag laat zien dat de scenario’s vroegere ochtendpieken hebben, bovendien is er geen ‘dagplateau’ meer zichtbaar ten opzichte van 2013 (figuur 4.12.– 4.6), dit is zichtbaar bij alle seizoenen. De meest frequente
prijsstappen gaan tot 20 EUR/MWh. Deze wordt over het algeheel binnen een tijdsbestek van 06:00u bereikt, voor grotere prijsstappen is de frequentie laag. Dit suggereert potentie voor korte laad- en ontlaad- cycli, nacht-ochtend-middag-avond, binnen een tijdsbestek van 12:00 (figuur 4.12. – 4.6). Seizoen verschillen zitten rond de 10 EUR/MWh en biedt derhalve weinig potentie (figuur 4.11). Scenario Vision 4+ en in mindere mate 4+- laten nulprijzen zien, deze leiden tot curtailment. Hier liggen
mogelijkheden voor opslag door benutting van extra benutbare duurzame productie (uit hetzelfde opgesteld vermogen).
In een aantal recente rapporten zijn ook de verwachte baten van opslag door arbitrage op de wholesale markt in een Europese context, i.e. in het hele verbonden Europese elektriciteitssysteem beschouwd. In een studie uitgevoerd in opdracht van de Europse Comissie20 waarin verschillende scenarios van een
zeer hoge penetratie duurzame energie werden doorgerekend kwam naar voren dat in 2030 de baten voor pumped hydro storage tussen ca 50.000-125.000 EUR/MW-jaar liggen, en daarmee op ca. 20-50%
van de jaarlijkse kosten hiervan. Dit komt goed overeen met de verhouding van kosten en baten die bijvoorbeeld voor CAES in figuur 4.20 worden gevonden.
Ook in21 werd de waarde van opslag vanuit een wholesale oogpunt in het Europese systeem berekend,
zij het met een gesimplificeerd netwerkmodel en een ander scenario (het ENTSO-E V3 scenario). Voor 2030 werden baten van ca. 10.000-20.000 EUR/MW-jaar gevonden, die echter wel toenamen tot hogere waarden (tot ca. 100.000 EUR/MW-jaar) als de penetratie duurzaam nog verdubbelt t.o.v. het ENTSO-E V3 scenario. Een verdere interessante bevinding in [2] is dat bij een nog verdere toename van het percentage duurzame energie, de waarde van opslag weer afneemt. Dit wordt veroorzaakt door het feit dat er dan zoveel duurzame energie is, dat de elektriciteitsprijs het grootste deel van het jaar nul is, waardoor er steeds minder momenten zijn dat een opslag tegen hogere prijzen kan leveren.
4.4.2 Intra-day
De intra-day markt is onderlinge handel tussen energiemarkt partijen binnen een tijdsbestek van maximaal 36 uur. Deze markt is volatieler dan de spotmarkt, zie onderstaande plot beide in 2013/2014. De prijsuitschieters zijn hoger dan op de spotmarkt en daarnaast ook frequent.
Figuur 4.17 Gemiddelde day-head en intra-day prijzen van juni 2013 tot juni 2014
Er is op basis van scenario’s geen gedetailleerde simulatie van intra-day. Extrapolatie naar 2030 kan op basis van een vuistregel. Deze regel houdt in dat de intra-day fluctuaties kunnen worden berekend door
21
de spotmarkt-fluctuaties met 25% op te hogen. Dit betekent dat de intra-day markt interessant kan zijn voor opslag. Een voordeel is dat er waarschijnlijk meer kan worden verdiend maar een nadeel is dat dit minder goed is in te plannen. De kortere respondstijd van intra-day is voor opslag een iets gunstigere optie in vergelijking met de spotmarkt.
4.4.3 Balancering
De onbalansmarkt is een mechanisme om een teveel of tekort aan stroom op het elektriciteitsnet op of af te schakelen. Wanneer de onbalansprijs laag is door een teveel aan elektriciteit op het net, kan elektriciteit tegen zeer aantrekkelijke prijzen worden ingekocht, of andersom. Dit gebeurt ieder kwartier en kan worden bepaald tot op de dag zelf. Er is op basis van scenario’s geen gedetailleerde simulatie van balanceringsmarkt in 2030. De ervaring tot nu toe is, dat balancering ten op zichtte van de intra-day markt grotere prijsuitschieters heeft, maar wel minder vaak optreden. In de onderstaande plot over enkele dagen in juni 2013 is dit patroon duidelijk waar te nemen.
Figuur 4.18 Onbalansprijzen voor 5 dagen van 24 juni 2013 tot 28 juni 2013, prijzen zijn per kwartier. Afnemen zijn vergoedingen voor het afnemen van energie op de onbalans markt en invoeden voor het energie invoeden op de markt.
De prijsuitschieters zijn op sommige momenten veel hoger dan bij intra-day en kunnen oplopen tot 600 EUR/MWh. Dat de frequentie lager is wordt ondersteund door een de grafiek hieronder. In de onderstaande periode van vijf dagen komt er maar twee keer een wat hogere piek voor van 350 EUR/MWh. Op de meeste andere momenten schommelt de prijs tussen de 20 en 50 EUR/MWh.
Figuur 4.19 Onbalansprijzen over het kwartier van 1 mei 2014 tot 5 mei 2014
De hoge prijsniveaus van onbalans kunnen interessant voor snel reagerende opslag zoals vliegwielen en batterijen. Tennet, degene die verantwoordelijk is voor de balancering van het hoogspanningsnet, verwacht voor de onbalansmarkt in 2030 geen specifieke issues: de markt zal veel uit zichzelf oppakken en er lijken veel partijen met flexibele volumes van voldoende omvang om te reageren op de volumes van de onbalansmarkt die toch relatief gering blijven. Hoewel de hoeveelheid duurzame stroom zal toenemen en daarmee de weersafhankelijkheid, wordt de voorspelbaarheid daarvan allengs beter. Daarnaast gaat op termijn de volatiliteit van en de waarde in de onbalansmarkt omlaag gezien de investeringen in het elektriciteitsnet in Europa en betere samenwerking tussen TSO’s: hierdoor worden weerseffecten platgeslagen.
4.5 Economische analyse van de technologieën
In dit hoofdstuk wordt gekeken naar business cases voor tien opslagtechnieken die vandaag de dag beschikbaar zijn. In de volgende figuren wordt weergegeven: de netto contante waarde per
opslagtechniek ten opzichte van de totale investering, over de technische levensduur. Voor alle opslagtechnieken is gerekend met de huidige kosten zoals in 2015 het geval is, de verwachting is dat deze kosten richting 2030 minder zullen worden. Voor de lithium-ion batterij zijn voorspelde kosten voor 203022 meegenomen in de berekeningen.