Bij het voorspellen van de toekomstige elektriciteitsprijs spelen verschillende onzekere factoren een belangrijke rol. Zo hebben de al eerder genoemde prijzen van kolen en gas, de belangrijkste brandstoffen voor conventionele elektriciteitsproductie, en van CO2 een grote invloed op de elektriciteitsprijs. Deze prijzen zijn onderhevig aan grote schommelingen waardoor de prijsontwikkeling op de langere termijn erg onzeker is. Uit indicatieve berekeningen blijkt dat een circa 30 procent lagere kolen- en gasprijs, waarbij overige uitgangspunten niet veranderen, leidt tot een elektriciteits prijs die zo’n 20 procent lager is. 30 40 50 60 70 80 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Groothandelsprijs
(euro2014 per megawattuur)
Daarnaast is de toekomstige ontwikkeling van de hernieuwbare productie in Nederland én omliggende landen zoals Duitsland bepalend. Wind- en zonne-energie heeft een drukkend effect op de prijs, en de omvang van de hernieuwbare productie in toekomstige jaren is daarmee een belangrijke bepalende factor voor de elektriciteitsprijs.
Een andere factor is de samenstelling en ontwikkeling van de opwekkingscapaciteit. Is er sprake van overcapaciteit of niet, en wat is het aandeel van kolen versus gas in de opwekkingscapaciteit? Zo zal bijvoorbeeld een toename van de kolencapaciteit (waardoor het aandeel van gasgestookte centrales afneemt) leiden tot lagere prijzen. Tot slot beïnvloedt ook de ontwikkeling van de verbindingen met de elektriciteitsnetten in omliggende landen de prijs. Naarmate markten daardoor meer aan elkaar gekoppeld worden, zullen markt- ontwikkelingen in andere landen bepalender worden voor de prijs in Nederland (en vice versa).
Toenemende productie van wind en zon vraagt om meer flexibiliteit De stimulering van hernieuwbare energie leidt tot een toenemend aandeel hernieuwbaar in de elektriciteitsopwekking. Deze sterke toename van variabele en onzekere elektriciteitsopwekking uit wind en zon-pv heeft verschillende effecten op de elektriciteitsmarkt. Zo zal de vraag naar flexibiliteit van conventionele centrales toenemen om de wisselingen in de productie van stroom uit wind en zon op te kunnen vangen. Dit is niet alleen nodig op de spot of day-ahead markt, de markt waarop elektriciteit 24 uur voor het moment van consumptie
en productie wordt verhandeld, maar ook op de intra-day markt, de markt voor elektriciteit tussen 24 uur voor productie en het moment van productie zelf. De onzekerheid die er 24 uur van tevoren is over wat wind en zon-pv aan elektriciteit zullen produceren zal ertoe leiden dat de handel op de intraday-markt aanzienlijk toe zal nemen (zie Van Hout et al. 2014). De toenemende vraag naar flexibiliteit kan ook worden ingevuld door andere opties zoals vraagrespons of opslag van elektriciteit, waar ook kosten aan zijn verbonden.
Inpassing van meer hernieuwbaar in het elektriciteitssysteem brengt extra kosten met zich mee
Een ander effect is een toename van de kosten van het inpassen van hernieuwbare energie. Deze kosten omvatten onder andere de kosten van uitbreiding van het netwerk, zoals de aanleg van een netwerk op zee voor de aansluiting van windparken op zee. Daarnaast is een elektriciteitssysteem waarin conventionele centrales meer moeten op- en afregelen minder efficiënt, omdat centrales met een lager efficiëntieniveau draaien en minder draaiuren maken. Verder moeten er kosten worden gemaakt voor investeringen in capaciteit die nodig is voor de momenten dat zon en wind weinig elektriciteit produceren. Tot slot zijn er kosten vanwege de toenemende behoefte aan balancering van vraag en aanbod. De omvang van deze kosten zijn afhankelijk van het opgestelde vermogen in een elektriciteitsmarkt, de verbindingen met het buitenland en de staat van het netwerk. Voor Nederland zijn de kosten van de inpassing van windenergie (zonder de kosten van netwerkaanpassing) geschat op 20 euro per megawattuurwind in 2030 voor een aandeel van wind in de elektriciteitsproductie van
27 procent (Özdemir et al., te verschijnen, en Koutstaal en Sijm 2015)3. Ter vergelijking, in deze NEV gaan we uit van een aandeel van wind in de elektriciteitsproductie in 2030 van 32 procent.
Tot slot kan een toenemend aandeel hernieuwbare elektriciteit ertoe leiden dat er een zo groot aanbod is van elektriciteit uit wind en zon dat dit groter is dan de vraag (inclusief export). Een deel van de productie van elektriciteit uit wind en zon zal dan moeten worden verminderd, ook wel ‘curtailment’ genoemd. Dit zien wij in Nederland voor het eerst optreden in 2024. In 2030 is er sprake van een overschot aan wind, in de orde van grote van 100 uur, voor in totaal circa 160 gigawattuur elektriciteit. Een alternatief voor curtailment zijn negatieve prijzen op de elektri- citeitsmarkt, verbruikers ontvangen dan geld als ze elektriciteit willen afnemen. Nieuwe Europese regelgeving staat echter niet meer toe dat producenten van hernieuwbare energie die vanaf 1 januari een nieuwe beschikking hebben gekregen subsidie krijgen als de prijs negatief is. Dan is het niet meer aantrekkelijk om geld toe te geven bij afname van elektriciteit, omdat er dan geen subsidie meer tegenover staat. Curtailment zal dan eerder optreden dan negatieve prijzen. Een ander alternatief voor curtailment is opslag van elektriciteit of vraagrespons door bijvoorbeeld omzetting van elektriciteit in warmte. Of dit aantrekkelijk wordt zal ook afhangen van de kosten van dergelijke opties.
3 Het gaat hier om de inpassingkosten van een toename van het aandeel wind ten opzichte van 2012.
Prijs voor zon en wind lager dan gemiddelde elektriciteitsprijs door profieleffect
De toename van het aandeel hernieuwbaar in de elektriciteitspro- ductie leidt er ook toe dat de prijs die wind en zon ontvangen op de markt daalt naarmate er meer wind en zon staat opgesteld. Als het waait, dan waait het in het merendeel van het land, bovendien is er ook nog een sterke correlatie met de wind in naburige landen. Het aanbod is dan groot, met als gevolg een lagere prijs. Dit wordt het profieleffect genoemd. Dit geldt ook voor de elektriciteitsproductie met zonnepanelen. De gemiddelde elektriciteitsprijs en de prijs die wind en zon ontvangen worden weergegeven in Figuur 4.6 en Figuur 4.7, samen met het profieleffect. De horizontale as geeft ook het aandeel van wind in de elektriciteitsproductie.
De gemiddelde prijs die wind ontvangt per megawattuur neemt af ten opzichte van de gemiddelde groothandelsprijs naarmate het aandeel van elektriciteit uit wind in de elektriciteitsproductie toeneemt. Zo is de gemiddelde prijs die wind bij een aandeel van 32 procent in 2030 ontvangt circa 57 euro, terwijl de groothandelsprijs ruim 67 euro per megawattuur is. Het profieleffect (de blauwe kolom) is dan ongeveer 11 euro per megawattuur. Elektriciteit uit wind verdient in 2030 gemiddeld een zesde minder dan de gemiddelde groothandelsprijs voor alle elektriciteit.
Figuur 4.6 Ontwikkeling van het profieleffect op de prijs voor elektriciteit uit windenergie. Projectie bij vastgesteld beleid.
Het beeld voor zon is vergelijkbaar, de effecten zijn echter relatief wel groter bij lagere aandelen zon. In 2030 is het aandeel zon in de elektriciteitsproductie in Nederland 9 procent, het profieleffect is dan ongeveer 9 euro per megawattuur. Een van de redenen voor het sterkere effect bij zon is dat elektriciteit uit zon niet profiteert van de dagelijkse prijspiek aan het begin van de avond. Bovendien is de productie van elektriciteit uit zonnecellen ongelijk verdeeld over het jaar, met een relatief groot aandeel in de zomer. De elektriciteit- sprijzen komen dan extra sterk onder druk te staan.
Figuur 4.7 Ontwikkeling van het profieleffect op de prijs voor elektriciteit uit zonne-energie. Projectie bij vastgesteld beleid.