Het aantal uur per jaar dat de prijzen naar nul gaan is in elk scenario meer dan het basisjaar 2013. Belangrijk uitgangspunt is dat de duurzame productie wordt afgekapt bij een prijs van nul waardoor de prijs niet verder zal dalen. Conform ENTSO-E wordt er vanuit gegaan dat duurzaam niet zal invoeden als de prijs negatief zal worden, omdat dit economisch gezien niet rationeel is. Er ontstaat dan dus
duurzaam potentieel op economische gronden niet kan worden benut. Zoals uiteengezet en bevestigd op de coördinatiesessie van 8 januari tussen de verschillende percelen onder het programma
Systeemintegratie, veronderstelt dit dat er op de langere termijn geen of andere feed-in tarieven voor duurzame energie, waardoor produceren bij negatieve prijs niet wordt gestimuleerd.
Dit onbenut potentieel loopt in Vision 4+ op tot 4,4TWh, maar kleiner zowel in uren als in omvang (minder dan 1 TWh) in de andere 3 scenario’s. Wanneer we echter de doorkijk maken naar 2050, met een steeds toenemende hoeveelheid duurzame energie, mag worden verwacht dat het effect zoals te zien in scenario 4+ ook in de andere scenario’s op kan treden, alleen later in de tijd. Dit betekent dat we in de toekomst rekening moeten houden met een substantiële hoeveelheid duurzame stroom die
technisch wel, maar niet tegen positieve prijzen geproduceerd kan worden. Dat geeft een potentieel voor zowel opslag en demand response. Door demand response (zie het voorbeeld van “power to heat”of andere opties) kan de vraag op die momenten laten toenemen, waardoor alsnog positieve prijzen ontstaan. Door opslag kan de duurzame productie op die momenten worden opgevangen en weer
afgegeven (in de tijd verplaatst) op uren met een beter prijsniveau. In beide gevallen kan daardoor meer duurzame energie economisch benut worden. Opslag en demand response concurreren dus met elkaar wat betreft het afvangen van overschotten c.q. goedkope stroom.
Figuur 4.10 Gemiddeld vermogen duurzame energieopwekking en curtailment over de dag, in 2030, voor verschillende seizoenen. Op de y-as is het vermogen in MW zichtbaar dat
gemiddeld op een bepaald tijdstip [x-as] op de dag aanwezig is, op de x-as is een dag van 24:00u weergegeven.
Het effect van curtailment is beter in beeld gebracht door voor elk seizoen de verschillende
hoeveelheden duurzaam opgewekte energie per scenario zichtbaar te maken. De variatie met betrekking tot zonne- en wind- energie per seizoen is voor alle scenario’s eenduidig. Duidelijk is wel dat curtailment, inname van energieproductie, voornamelijk gepaard gaat met hoge hoeveelheden offshore wind energie. Curtailment lijkt het meest prominent op winter dagen tussen 01:00 en 08:00, dit effect verschuift naarmate er meer PV vermogen is naar tussen 12:00 en 18:00 in de lente en zomer. Zoals in figuur 4.6 en 4.12 zichtbaar leidt dit, in vergelijking met thans, tot lagere prijzen in de middag en hogere prijzen in de ochtend daarvoor en de avond daarna. Dit biedt mogelijk potentie voor opslag binnen een laad- en ontlaad- tijdsbestek van circa 6 uur, zij het met relatief kleine prijsverschillen.
Figuur 4.11 Gemiddelde prijzen over de dag voor 2013 en 2030; y-as wholesale elektriciteitsprijs in €/MWh, x-as tijd in uren over de dag [24:00u].
De uurgemiddelden over de dag laten in alle scenario’s dezelfde curve zien. De gemiddelde prijzen verschillen in hoogte maar het patroon blijft hetzelfde. Dit betekent dat het dag plateau wat we nu nog kennen en zichtbaar is in 2013, in de toekomst waarschijnlijk zal verdwijnen. Daarnaast laten de verschillende scenario’s consequent zien, dat de ochtendpiek eerder op de dag voorkomt. Het prijsverschil ligt circa tussen de 10 en 20 euro over een periode van 6 uur.
Figuur 4.12 Gemiddelde prijzen voor 2013 en 2030 weergeven met stippen, voor overdag rood en ’s nachts blauw
De dag nacht verhouding is voor alle scenario’s vrijwel gelijk, behalve voor WKK Hoog duurzaam. Hier ligt het nacht gemiddelde dichter bij het dag gemiddelde. Dit wordt ondersteund door de gemiddelde prijzen over de dag in figuur 4.11 en 4.5, deze laten een verminderde volatiliteit over de dag zien. In het geval van een dergelijk scenario zal er minder potentie liggen voor korte laad cycli over de dag en zal deze eventueel gezocht moeten worden in langere periodes zoals 3 daagse cycli.
Figuur 4.13 Prijs-extremen per 3 dagen over het gehele jaar 2030. De rode lijn laat de maximum prijs zien en de blauwe lijn de minimum prijs
Figuur 4.14 Gemiddelde prijzen per dag van de maand voor 2030, boven april en onder januari. De rode lijn laat de maximum prijs van die dag zien en de blauwe lijn de minimum prijs
Als we inzoomen op de maand januari (de maand met de meeste volatiliteit) dan zien we dat de
prijsverschillen over de dag heen behoorlijk variëren. In Vision 3 zijn de prijsverschillen het grootst. Hier loopt het verschil vaak op tot 80 EUR/MWh. In Vision 4+ en 4+- echter komt het erg vaak voor dat de minimumprijzen nul zijn en dat het verschil tussen de minimum en maximum prijs daardoor kleiner wordt. Deze situatie heeft een negatieve invloed op de spreiding: door de overschotsituatie worden alle prijzen omlaag getrokken, met nul als ondergrens vanwege de redenen als voornoemd (met daarnaast nog de mogelijke interferentie van demand response). In april (de minst volatiele maand van het jaar) is de spreiding een stuk kleiner. Het verschil tussen maximum en minimumprijzen loopt nog sporadisch op tot 60 euro per MWh. Daarnaast komen in april relatief minder nulprijzen voor dan in januari.
Over het hele jaar 2030 is er ook een verschuiving van gemiddelde prijzen over de maanden. Vergeleken met het basisjaar 2013 is in 2030 het prijs verschil tussen februari en april het grootst (10-
15 EUR/MWh), waar dit verschil in 2013 tussen maar en juli aanwezig is (10 EUR/MWh).
Figuur 4.15 Gemiddelde prijzen per maand voor 2013 en 2030, de legenda rechts geeft de kleurlijn per scenario aan
In de winter zijn de prijzen logischerwijs hoger dan in de zomer. Daarnaast is de avondpiek ook een stuk hoger dan in de zomer. Wat betreft de volatiliteit kan er worden geconcludeerd dat deze in de herfst en winter toeneemt en in de zomer afneemt. Vergeleken met 2013 zijn de prijzen in 2030 in de lente minder volatiel.
Figuur 4.16 Gemiddelde prijzen over de dag per seizoen voor 2013 en 2030, van links naar recht respectievelijk winter, lente, zomer, herfst