Projectnaam: Decentrale Opwekking (DCO) Projectnummer: 101701
Documentnummer: 101701-4
Dienst uitvoering en toezicht Energie Den Haag, februari 2004
Team:
1.1 AANLEIDING EN DOEL VAN DIT INFORMATIE- EN CONSULTATIEDOCUMENT...7
1.2 VERDERE PROCEDURE... 8
1.3 STATUS VAN DIT INFORMATIE- EN CONSULTATIEDOCUMENT... 8
1.4 REACTIES OP DIT INFORMATIE- EN CONSULTATIEDOCUMENT... 8
1.5 OPBOUW DOCUMENT... 9
2.1 DEFINITIE DCO...10
2.2 OORZAKEN TOENAME DCO ...10
2.2.1. Kyoto-protocol...10
2.2.2. EU- richtlijn duurzame energie ... 11
2.2.3. EU-richtlijn Wkk ... 13
2.2.4. Stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie... 13
2.3 ROL DIRECTEUR DTE...14
2.3.1. Implementatietraject richtlijnen duurzame energie en Wkk...14
2.3.2. Positie directeur DTe... 15
2.4 FEITELIJKE ONTWIKKELING DCO...16
2.4.1. Verleden tot heden...16
2.4.2. Verwachte ontwikkeling... 17
2.5 INVLOED DCO OP ELEKTRICITEITSNETWERKEN...19
2.6 CRITERIA BEOORDELING OPTIES... 20
2.6.1. Criterium 1 – past de maatregel in de huidige wet?...21
2.6.2. Criterium 2 tot en met 4 – prikkelt de maatregel efficiëntie?...21
2.6.3. Criterium 5 – Worden de kosten correct verdeeld?...22
2.6.4. Overzicht criteria ...22
3.1 INLEIDING...23
3.2 HUIDIGE REGULERINGSREGIME...23
3.2.1. Aansluitingen tot 10 MVA...23
3.2.2. Aansluitingen vanaf 10 MVA ...23
3.3 KNELPUNT 1 DISTRIBUTIENET: VERDELING AANSLUITKOSTEN TUSSEN DCO EN NETBEHEERDER... 24
3.3.1. Omschrijving oorzaken knelpunt 1... 24
3.3.2. Mogelijke maatregelen ... 26
3.3.3. Conclusie : Verlaging 10 MVA-grens... 29
3.4 KNELPUNT 2 DISTRIBUTIENET: VERDELING VAN KOSTEN OVER NETBEHEERDERS IN NEDERLAND... 29
3.4.1. Omschrijving oorzaken knelpunt 2... 29
3.4.2. Mogelijke maatregelen ... 30
3.5 GEEN LAGERE NETKOSTEN TRANSPORTNET DOOR ONZEKERE INZET DCO ...32
3.5.1. Onzekerheid geplande inzet...32
3.5.2. Afwijkingen van geplande inzet - onbalans...33
3.5.3. Conclusie: geen afname netkosten transportnet door DCO...34
4.1 INLEIDING...36
4.2 KNELPUNT DISTRIBUTIENET: VERMEDEN OF TOEGENOMEN NETVERLIEZEN...36
4.2.1. Omschrijving oorzaken knelpunt ...36
4.2.2. Mogelijke maatregelen ...37
4.2.3. Conclusie: netbeheerder verantwoordelijk voor vermeden of toegenomen netverliezen ...39
4.3 KNELPUNT TRANSPORTNET: VERMEDEN OF TOEGENOMEN NETVERLIEZEN...39
4.3.1. Omschrijving oorzaken knelpunt ...39
Samenvatting
1. Als gevolg van diverse ontwikkelingen neemt de hoeveelheid decentrale opwekking (hierna: DCO) in Nederland toe. Onder DCO wordt verstaan: elektriciteitsproductie met een aansluiting op een
spanningsniveau lager dan 110 kV. De toename van DCO heeft gevolgen voor het elektriciteitsnet. In dit document wordt geanalyseerd of, en zo ja hoe, de regelgeving dient te worden aangepast als gevolg hiervan.
2. De toename van DCO wordt onder andere veroorzaakt door het Kyoto-protocol waarin landen zich verplichten een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen te bewerkstelligen. Deze verplichtingen leiden er op Europees en nationaal niveau toe dat allerlei stimulerende maatregelen voor duurzame en energiezuinige opwekkingsmethoden van elektriciteit zijn ontwikkeld. Deze vormen van opwekking, met name wind en warmte-krachtkoppeling (hierna: Wkk), worden veelal op het distributienet aangesloten.
3. In dit document wordt bekeken of reguleringsmaatregelen moeten worden genomen om de inpassing van DCO te faciliteren. De directeur DTe voert geen beleid op het net. Er wordt strikt economisch gekeken naar de impact van DCO op het net. Om de in dit document voorgestelde maatregelen te beoordelen is een aantal toetsingscriteria opgesteld. Deze zijn:
a. past de maatregel binnen de huidige wet en is deze zodoende direct te implementeren?; b. bevordert de maatregel efficiënt handelen van de DCO-exploitant?;
c. bevordert de maatregel efficiënt handelen van de netbeheerder?; d. kost de maatregel niet te veel?;
e. worden de kosten juist verdeeld?
4. De gevolgen voor het net van de toename van DCO worden in twee categorieën ingedeeld: a. netkosten – kosten als gevolg van de installatie van DCO. Hieronder vallen bijvoorbeeld de
aansluiting zelf en zogenaamde diepe kosten, zoals uitbreiding van het net voor aansluitingen in een afgelegen gebied en investeringen in het distributienet om elektriciteit naar hogere
spanningsniveaus te kunnen transporteren; en
b. dispatchkosten – kosten als gevolg van de daadwerkelijke levering van elektriciteit door DCO aan het net. Hieronder vallen met name netverliezen.
5. De impact van DCO op deze kosten wordt besproken voor zowel het distributienetwerk als het
transportnetwerk. Mogelijke maatregelen om knelpunten op te heffen, worden getoetst op bovenstaande criteria. Daarbij komt DTe tot de volgende voorlopige conclusies.
Netkosten – distributienet
6. De kosten voor het distributienet die veroorzaakt worden door DCO worden niet altijd door hen betaald, en de regionale verschillen tussen netbeheerders worden nu gedragen door de afnemers in het gebied van de netbeheerder met veel (diepe) aansluitkosten.
onder de 10 MVA grens uit te komen zodat de netbeheerder zijn kosten niet terugverdient. DTe stelt daarom voor om deze grens te verlagen;
b. diepe kosten die worden veroorzaakt door DCO kunnen niet aan DCO in rekening worden gebracht. In het huidige systeem betalen de afnemers in het verzorgingsgebied waar veel DCO is geïnstalleerd dus een hoger tarief. Dit zou vereffend kunnen worden met de overige afnemers in Nederland via een landelijk fonds.
Netkosten – transportnet
7. De toename van DCO leidt er niet toe dat het transportnet lichter kan worden uitgevoerd. Dit komt omdat de daadwerkelijke inzet van DCO niet zeker is. Voor windvermogen hangt de inzet af van het weer, en voor Wkk van de warmtevraag, gasprijs en stimuleringsregelingen. Het is nodig om via het transportnet elektriciteit van centrale productie of import, naar gebieden met DCO te kunnen transporteren voor het geval DCO geen elektriciteit levert.
Dispatchkosten – distributienet
8. Het is erg afhankelijk van de specifieke omgeving waarin zich de DCO bevindt of deze netverliezen in het distributienet vermijdt of juist extra netverliezen veroorzaakt. Omdat het netto-effect zo afhankelijk is van de locatie, stelt DTe voor om de regulering op dit punt niet aan te passen. Wel wijst DTe op de
mogelijkheid voor netbeheerders om zelf met decentrale opwekkers tot overeenstemming te komen over een vergoeding voor de inzet van DCO. De netbeheerder heeft hiertoe een prikkel omdat deze de kosten van netverliezen draagt.
Dispatchkosten – transportnet
1.
Inleiding: toename van decentrale opwekking van elektriciteit
1.1
Aanleiding en doel van dit informatie- en consultatiedocument
10. Door diverse ontwikkelingen in de maatschappij, zoals overheidsbeleid dat de opwekking van elektriciteit uit duurzame bronnen en Wkk stimuleert, is de verwachting dat er steeds meer elektriciteit door DCO aan de distributienetwerken wordt geleverd. Dit kan leiden tot kosten voor de distributienetwerken omdat de huidige netwerken ontworpen zijn om elektriciteit van hoge via lagere spanningsniveaus naar gebruikers te transporteren en niet zijn berekend op veel decentrale invoeding. Anderzijds kan de inzet van DCO leiden tot besparingen in het net omdat elektriciteit dichter bij de afnemers wordt
geproduceerd.
11. In dit informatie- en consultatiedocument (hierna: consultatiedocument) wordt onderzocht in hoeverre er daadwerkelijk sprake is van kosten en besparingen. Tevens worden de verschillende mogelijkheden , beschouwd om deze kosten en besparingen over de verschillende actoren zoals netbeheerders, DCO en overige afnemers, te verdelen.
12. DTe voert geen beleid op het net. Dit houdt in dat er strikt economisch wordt gekeken naar de impact van een toename van DCO op het net. Voor DTe is DCO een exogene factor, die neutraal wordt behandeld. Beleid ter stimulering van DCO valt onder de verantwoordelijkheid van het Ministerie van Economische Zaken.
13. Ter verduidelijking: het begrip afnemer wordt doorgaans gebruikt voor een aangeslotene die elektriciteit afneemt. De aansluitproblematiek spitst zich echter toe op aangeslotenen die (alleen maar) als
producent van elektriciteit opereren. Deze partijen zijn ook afnemer volgens de definitie in de E-wet (artikel 1, eerste lid, onderdeel c). In dit document zullen DCO-exploitanten daarom soms als afnemer worden aangeduid.
1.2
Verdere procedure
15. In onderstaande tabel wordt het traject dat DTe voor deze consultatie voorziet, weergegeven. Tabel 1 Indicatieve planning
20 februari 2004 Publicatie Informatie- en consultatiedocument knelpunten DCO
4 maart 2004 Workshop
19 maart 2004 Reacties binnen bij DTe
13 april 2004 Publicatie conclusies knelpunten DCO en voorstel voor tijdspad eventuele aanpassing TarievenCode
1.3
Status van dit informatie- en consultatiedocument
16. Dit consultatiedocument betreft een voorlopige analyse met betrekking tot de positie van DCO en de knelpunten in het huidige reguleringsbeleid. De standpunten en analyses van DTe in dit
consultatiedocument zijn voorlopig van aard en kunnen naar aanleiding van reacties van respondenten en voortschrijdend inzicht worden aangepast. Het consultatiedocument bezit geen juridische status. Derhalve is DTe niet aan de inhoud van dit consultatiedocument gebonden.
1.4
Reacties op dit informatie- en consultatiedocument
17. In dit consultatiedocument staan telkens vragen in de tekst. Respondenten worden verzocht deze vragen te beantwoorden. Een overzicht van de consultatievragen is gegeven in bijlage A. Tevens verzoekt DTe respondenten ook commentaar te leveren indien de problemen niet correct zijn geformuleerd of indien er knelpunten zijn die nog niet genoemd worden.
18. Reacties op dit consultatiedocument kunnen worden gezonden aan: Dienst uitvoering en toezicht Energie,
Onder vermelding van “ project DCO (nummer 101701)” , Postbus 16326
2500 BH Den Haag.
19. Reacties kunnen tevens worden verzonden per e-mail naar: DCO@nmanet.nl
1.5
Opbouw document
21. In het volgende hoofdstuk van dit consultatiedocument zal allereerst de achtergrond van dit document geschetst worden. Hierin worden, achtereenvolgens, een aantal voor dit consultatiedocument relevante items gedefinieerd. Er wordt onderbouwd waarom DCO toeneemt en welke regelgeving deze toename mede veroorzaakt. Tevens wordt de feitelijke ontwikkeling van DCO in Nederland geschat. Daarnaast wordt de mogelijke invloed van DCO op het net omschreven. Tenslotte worden de criteria, op grond waarvan de in dit consultatiedocument voorgestelde aanpassing van de regulering worden getoetst, afgeleid.
22. In hoofdstuk 3 worden de kosten van het aansluiten (de netkosten) van DCO behandeld. Hierbij wordt allereerst het huidige reguleringsregime omschreven en worden vervolgens de knelpunten op het distributie- en transportnet besproken. Per knelpunt worden de mogelijke maatregelen opgesomd en geanalyseerd, gevolgd door de maatregel die de voorkeur van DTe heeft.
2.
Achtergrond
2.1
Defintie DCO
24. Om helderheid te verschaffen over wat in dit document wordt verstaan onder DCO volgt hieronder een korte uiteenzetting met uitgangspunten zoals DTe die hanteert.
25. Er worden in de literatuur veel uiteenlopende definities voor DCO gehanteerd. De meeste definities zijn gebaseerd op één van de volgende factoren:
a. het type technologie dat toegepast wordt; b. de impact op het milieu van de installatie;
c. de grootte van het opgesteld vermogen van de installatie; en d. het spanningsniveau waaraan de installatie is gekoppeld.
26. Een definitie op basis van type technologie doet geen recht aan de verschillende technologische ontwikkelingen, bijvoorbeeld (mini-)Wkk’s en windmolens, die momenteel te identificeren zijn.
27. Een definitie op basis van het spanningsniveau (netvlak) waaraan het vermogen is gekoppeld of op basis van de grootte van het opgesteld vermogen is met het oog op netwerkregulering het meest passend. Dit te meer omdat de meeste netwerkregulering geldend voor producenten gebaseerd is op één van deze twee factoren. Hier wordt specifiek gekozen voor een definitie afhankelijk van het spanningsniveau waarop DCO is aangesloten, omdat een dergelijke definitie het beste aansluit bij de regulering die door DTe wordt gehanteerd.
28. Concreet leidt dit ertoe dat in dit consultatiedocument er vanuit wordt gegaan dat DCO aansluitingen betreft op het distributienet. In Nederland worden hier de netten met een spanningsniveau lager dan 110 kV onder verstaan. Dit houdt in dat het opgestelde vermogen van DCO typisch onder de 100 MW ligt. Hoewel die grens niet hard te stellen is, zal het voor een Wkk van bijvoorbeeld 500 kW niet interessant zijn om op 110/ 150 kV aangesloten te worden. Voor een Wkk boven 100 MW is dit juist wel het geval. Vraag 1 Bent u het eens met de door DTe gehanteerde definitie van DCO, als productiemiddel
aangesloten op een netwerk lager dan 110 kV?
2.2
Oorzaken toename DCO
2.2.1.
Kyoto-protocol
30. Teneinde aan de Kyoto verplichting te voldoen, zijn er verscheidene maatregelen genomen. Een belangrijk onderdeel van deze maatregelen is een groter gebruik van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare bronnen. De lidstaten van de Europese Unie vinden dat er onvoldoende gebruik wordt gemaakt van de mogelijkheden voor benutting van hernieuwbare energiebronnen. Om het marktaandeel van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen op middellange termijn te doen groeien, hebben alle lidstaten nationale indicatieve streefcijfers, uitgedrukt in een percentage van het gebruik, vastgesteld voor het verbruik van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen1
. Zo geldt er een indicatief aandeel van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen van 22,1% in het totale elektriciteitsverbruik in de Europese Gemeenschap in 2010. Voor Nederland geldt een nationale doelstelling van 9%. Een groot deel hiervan is DCO. Om deze doelstelling te realiseren, is er door de Europese Gemeenschap een Richtlijn ter stimulering van duurzame energie uitgevaardigd en is een Richtlijn ter stimulering van Wkk in
ontwikkeling2. Om de productie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen te stimuleren, is in Nederland
in 2003 de stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie ingevoerd3
.
2.2.2.
EU- richtlijn duurzame energie
31. Van belang is artikel 7 van de Richtlijn duurzame energie4. De belangrijkste onderdelen in dit artikel
bepalen dat lidstaten de transmissie en distributie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen moeten garanderen. Ook biedt dit artikel lidstaten de mogelijkheid om, bijvoorbeeld bij toegang tot het net, voorrang te verlenen aan producenten van duurzame elektriciteit. Tevens kunnen lidstaten kosten, die gemaakt moeten worden voor het aansluiten van producenten van duurzame elektriciteit, geheel of gedeeltelijk ten laste laten komen van de netbeheerder. Benadelen van duurzame elektriciteit bij het heffen van tarieven is niet toegestaan (zie Box 1 voor de betreffende bepalingen). In paragraaf 2.3 wordt ingegaan op de implementatie van deze richtlijn in Nederlandse wetgeving en de positie van de directeur DTe.
1 Richtlijn 2001/ 77/ EG van het Europees Parlement en de Raad. 2 Brussel, 23-07-2003.
3 Staatsblad 235, jaargang 2003.
Box 1 Relevante bepalingen artikel 7 Richtlijn 2001/ 77/ EG Artikel 7, eerste lid
“ Onder het behoud van de betrouwbaarheid en de veiligheid van het net nemen de lidstaten de nodige maatregelen om ervoor te zorgen dat de transmissie- en de distributienetbeheerders op hun
grondgebied de transmissie en de distributie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen
garanderen. Bovendien kunnen zij voorrang verlenen aan elektriciteit uit hernieuwbare bronnen voor de toegang tot het net. Bij de dispatching5 van opwekkingsinstallaties verlenen de
transmissienetbeheerders voorrang aan opwekkingsinstallaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen, voor zover de werking van het nationale elektriciteitssysteem dit toelaat.”
Artikel 7, tweede lid
“ De lidstaten vormen een juridisch kader of verplichten de transmissie- en distributienetbeheerders gestandaardiseerde regels op te stellen en bekend te maken voor de vergoeding van de kosten van tachnische aanpassingen, zoals netaansluitingen en –verzwaringen die nodig zijn om nieuwe producenten die elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen aan het net wensen te leveren, op het koppelnet aan te sluiten. Die regels moeten gebaseerd zijn op objectieve, transparante en
niet-discriminerende criteria, waarbij in het bijzonder rekening wordt gehouden met alle kosten en baten van de aansluiting van die producenten op het net. De regels kunnen voorzien in verschillende typen van aansluitingen.”
Artikel 7, derde lid
“ Zo nodig kunnen de lidstaten de in lid 2 bedoelde kosten geheel of gedeeltelijk ten laste leggen van de transmissie- en distributienetbeheerders.”
Artikel 7, vijfde lid
“ De lidstaten vormen een juridisch kader of verplichten de transmissie- en distributienetbeheerders gestandaardiseerde regels op te stellen en bekend te maken voor de verdeling van de kosten van de installaties, zoals netaansluitingen en –verzwaringen, over alle producenten die daarvan profiteren. De kostenverdeling geschiedt door middel van een objectieve, transparante en niet-discriminerende criteria gebaseerde regeling, waarbij rekening wordt gehouden met de voordelen van de aansluiting voor de aanvankelijk en de later aangesloten producenten en voor de transmissie- en distributienetbeheerders.” Artikel 7, zesde lid
“ De lidstaten zorgen ervoor dat elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen bij de heffing van transmissie- en distributietarieven niet wordt benadeeld; dit geldt in het bijzonder voor elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen die wordt opgewekt in perifere gebieden, zoals eilandgebieden en regio’s met een lage bevolkingsdichtheid. Zo nodig stellen de lidstaten een wettelijk kader vast of verlangen zij van de transmissie- en distributienetbeheerders de garantie dat de transmissie- en distributietarieven voor elektriciteit uit installaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen overeenkomen met de kostenvoordelen die door de aansluiting op het netwerk mogelijk worden. Dergelijke kostenvoordelen kunnen voortvloeien uit het rechtstreekse gebruik van het laagspanningsnet.”
2.2.3.
EU-richtlijn Wkk
32. Momenteel ligt er een aangepast voorstel bij het Europees Parlement inzake de bevordering van
warmtekrachtkoppeling op basis van de vraag naar nuttige warmte binnen de interne energiemarkt6. Het
doel van het voorstel is een transparant gemeenschappelijk kader op te zetten met het oog op het bevorderen en vergemakkelijken van de installatie (ook decentraal) van Wkk-centrales op plaatsen waar een vraag naar warmte bestaat of wordt verwacht7
. De praktische invulling van het kader wordt grotendeels aan de lidstaten overgelaten. In ieder geval dienen lidstaten:
a. ervoor te waken dat de transport- en distributietarieven niet in het nadeel uitvallen van Wkk-stroom; b. de toegang tot het netwerk te vergemakkelijken voor stroom die wordt geproduceerd in
Wkk-centrales die duurzame energie gebruiken en in installaties met een capaciteit van minder dan 1 MW(e) (megawatt);
c. de wetgevings- en andere belemmeringen voor de groei van warmtekrachtkoppeling te verminderen; en
d. ervoor te waken dat de regels objectief, transparant en niet-discriminerend zijn.
In het hoofdstuk 2.3 wordt ingegaan op de implementatie van deze richtlijn in nationale wetgeving.
2.2.4.
Stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie
33. De Nederlandse overheid heeft de ambitie om de doelstelling van 9% duurzaam elektriciteitsverbruik in 2010 in belangrijke mate te realiseren met in Nederland opgewekte elektriciteit. Hiertoe is op 5 juni 2003 de E-wet ten behoeve van de stimulering van de milieukwaliteit van de elektriciteitsproductie gewijzigd. Op basis van deze wetswijziging is per 1 juli 2003 de stimuleringsregeling Milieukwaliteit
Elektriciteitsproductie (hierna: MEP) in werking getreden. De MEP is in feite een subsidieregime dat voorziet in een vergoeding per opgewekte kWh voor elektriciteit uit hernieuwbare bronnen (voor een vaststaande periode van maximaal 10 jaar) en uit Wkk. Deze regeling beoogt investeringen in
milieuvriendelijke productiecapaciteit te stimuleren, door de onzekerheid voor potentiële investeerders te verkleinen.De verwachting is dat de MEP zal leiden tot een (verdere) toename van de hoeveelheid DCO op het net.Het is noodzakelijk hierop te anticiperen. Voor de verschillende technologieën bedraagt de subsidie voor 2004 en 20058
:
6 Brussel, 23-07-2003, COM (2003) 416 final, 2002/ 0185 (COD). 7 www.europa.eu.int/ scadplus/ leg/ nl/ lvb/ l27021.htm.
Tabel 2 Subsidiebedragen MEP voor 2004 en 2005
Subsidiebedragen (Eurocent/ kWh) Per 1 jan. 20049
Per 1 jan. 2005 Stortgas 0 2,1 Mengstromen 2,9 2,9 Zuivere biomassa (> 50 MW) 4 7 Zuivere biomassa-Diermeel 0 2,1 Wind op land 4,8 7,7 Wind op zee 6,7 9,7
Zelfstandige bio-energie installaties < 50MW 6,7 9,7
Waterkracht 6,7 9,7
Wkk 0,57 n.n.b.
Zon-pv, golf- en getijdenenergie 6,7 9,7
Bron: www.mep.ez.nl
34. Op 1 juli 2004 treedt voor Wkk de Regeling Kooldioxide-index10
in werking. Met deze regeling wordt het verkrijgen van certificaten voor elektriciteit gekoppeld aan de daadwerkelijke milieuprestatie van de installatie. Hiertoe zullen alleen nog Wkk-certificaten worden verstrekt voor de zogenaamde kooldioxide-neutrale Wkk-elektriciteit. Momenteel wordt bepaald hoe, als gevolg van de CO2-indexering, het
subsidiebedrag van 0,57 eurocent/ kWh dient te worden bijgesteld.
35. Naast de bovenstaande MEP-regeling is er een groot aantal kleinere regelingen ter stimulering van duurzame-energie en WKK11.
2.3
Rol directeur DTe
2.3.1.
Implementatietraject richtlijnen duurzame energie en Wkk
36. De implementatie van de Richtlijn duurzame energie betreffende de bevordering van
elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt in nationale wetgeving is inmiddels voltooid (zie tevens Box 1). Hiertoe is de E-wet op een beperkt aantal punten aangepast12. Daarbij is er niet voor gekozen om gebruik te maken van de mogelijkheid van artikel 7 om
elektriciteit uit duurzame bronnen te bevoordelen, omdat toegang tot het net al voldoende gewaarborgd is in de E-wet. Daarin is namelijk bepaald dat de netbeheerder:
a. verplicht is degene die daarom verzoekt te voorzien van een aansluiting op het door hem beheerde net tegen een tarief en tegen andere voorwaarden die in overeenstemming zijn met paragraaf 5 en
9 Bedragen zullen per 1 juli 2004 iets worden opgehoogd vanwege verlaging voordeel uit regulerende energiebelasting
(REB).
10 Staatscourant, nr. 234 (3 december 2003). 11 www.subsidieshop.nl.
12 Wet van 20 november 2003, staatsblad 493, via inwerkingtredingsbesluit van 3 december 2003, staatsblad 506, van
paragraaf 6 van hoofdstuk 3 van de E-wet (artikel 23, eerste lid). De aansluittarieven dienen alleen de kosten te bevatten die verband houden met de kosten van de aansluiting. Per aansluitcategorie hebben afnemers onder gelijke voorwaarden recht op toegang tot het net;
b. verplicht is aan degene die daarom verzoekt een aanbod te doen om met gebruikmaking van het door hem beheerde net ten behoeve van de verzoeker transport van elektriciteit uit te voeren tegen een tarief en tegen andere voorwaarden die in overeenstemming zijn met de paragrafen 5 en 6 van hoofdstuk 3 van de E-wet (artikel 24, eerste lid);
c. zich onthoudt van iedere vorm van discriminatie tussen degenen jegens wie de verplichting, onder a en b, geldt (artikel 23, tweede lid en artikel 24, derde lid);
37. Via bovenstaande bepalingen in de E-wet wordt dus reeds voldaan aan het eerste en tweede lid van artikel 7 van de richtlijn. Ook wordt voldaan aan de in artikel 7, zesde lid, neergelegde verplichting, doordat in artikel 28 en 29 van de E-wet expliciet is bepaald voor welke handelingen een netbeheerder een aansluit- en transporttarief in rekening mag brengen. Hierbij wordt geen onderscheid gemaakt tussen verschillende typen producenten. Het transporttarief wordt bij iedere afnemer in rekening gebracht. Op die manier worden kosten voor bijvoorbeeld netverzwaringen niet alleen door de nieuw aangeslotene betaald, maar door alle aangeslotenen vanuit de overweging dat alle afnemers uiteindelijk profijt hebben van zo’n netverzwaring. Hiermee wordt voldaan aan het vijfde lid van artikel 7 en deze methodiek prevaleert boven een systeem waartoe artikel 7, derde lid van de richtlijn de mogelijkheid biedt. In sommige gevallen, indien het realiseren van een aansluiting gepaard gaat met zogenaamde “ diepe aansluitkosten” draagt de netbeheerder trouwens wel de lasten van de netaanpassing. Reden hiervoor is dat deze netaanpassingen ook ten goede komen aan andere afnemers die op het
desbetreffende net zijn aangesloten.
38. De huidige strekking van artikel 8 (aspecten van het net) van de Wkk-richtlijn komt overeen met die van artikel 7 van de EU-richtlijn duurzame energie. Hierdoor mag verwacht worden dat de uiteindelijke bepalingen, en de manier waarop deze bepalingen zullen worden geïmplementeerd, een soortgelijk traject zullen doorlopen als bij de EU-richtlijn voor duurzame energie. Doordat wetgeving voor duurzame elektriciteit en elektriciteit uit Wkk op elkaar is afgestemd, kunnen in dit document wind en Wkk onder de gezamenlijke noemer DCO worden behandeld.
2.3.2.
Positie directeur DTe
39. Uit het implementatietraject van de richtlijn duurzame energie, en de verwachting dat implementatie van de Wkk-richtlijn op soortgelijke wijze zal verlopen, blijkt dat de wetgever ervoor heeft gekozen om op netniveau geen onderscheid te maken tussen elektriciteit uit duurzame en conventionele bronnen. In de Memorie van Toelichting bij het wetsvoorstel tot implementatie van de richtlijn duurzame energie stelt de Minister van Economische Zaken13:
“ Binnen een afnemerscategorie heeft iedereen onder gelijke voorwaarden recht op toegang tot het net. Het verlenen van voorrang is in een dergelijk systeem dan ook niet nodig…Bovendien is het huidige systeem een voor alle partijen acceptabel en goedwerkend systeem. Het huidige systeem is, zo blijkt uit de praktijk, makkelijk toegankelijk voor producenten die elektriciteit opwekken uit hernieuwbare energiebronnen.”
13
40. Op grond van het bovenstaande is de directeur DTe van mening dat de tariefstructuur binnen het huidige wettelijke kader er niet toe mag leiden dat bepaalde groepen afnemers bevoordeeld worden ten opzichte van anderen. Met andere woorden: “ er dient geen sprake te zijn van beleid op het net” . De tariefstructuur kan enkel invulling geven aan objectief vast te stellen verschillen in kosten. De directeur DTe zal in dit document dus enkel voorstellen doen die invulling geven aan dit principe.
2.4
Feitelijke ontwikkeling DCO
2.4.1.
Verleden tot heden
41. Inmiddels staat er zo’n 7400 MW aan Wkk-vermogen opgesteld, waarvan in 2001 iets meer dan 3800 MW grootschalig industrieel vermogen, 1920 MW aan stadsverwarming- en warmtedistributie en ongeveer 1500 MW aan kleinschalige Wkk14. In 2002 stond voor 680 MW aan windenergie opgesteld15.
Er wordt vanuit gegaan dat van de 680 MW aan windenergie het grootste deel als DCO – dus
aangesloten op het distributienet - aangemerkt kan worden. In onderstaande figuren is duidelijk te zien dat de hoeveelheid elektriciteitsproductie uit duurzame energie en Wkk de afgelopen jaren is
toegenomen. Een significant deel hiervan is DCO. In figuur 1 is voor DCO met name de toename van elektriciteitsproductie uit windenergie en afvalverbranding van belang. Figuur 2 omvat zowel centrale als decentrale elektriciteits productie uit Wkk. Ook deze productie is gestegen.
Figuur 1 Elektriciteitsproductie uit duurzame bronnen Bron: www.ecn.nl
14 Bron: ECN, Marktmonitoring Warmtekrachtkoppeling in Nederland, 2003. 15www.cbs.nl (cijfers over 2002). 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Elektriciteits productie [GWh]
Figuur 2 Elektriciteitsproductie uit Wkk Bron: www.ecn.nl
2.4.2.
Verwachte ontwikkeling
42. De verwachting is dat de stijgende trend van DCO doorzet. Volgens prognoses staat in 2010 zo’n 1500 MW aan windvermogen op land en maximaal 6000 MW aan decentrale Wkk opgesteld. Het aandeel van DCO in de totale binnenlandse opwekking zou in 2010 ongeveer uitkomen op 30%16
. DTe baseert dit onder andere op de volgende vier bronnen:
Referentieraming Energie en CO
22001-2010
43. De referentieraming Energie en CO2
17
is begin 2002 opgesteld in opdracht van de Ministeries van Economische Zaken en Volkshuisvesting Ruimtelijke Ordening en Milieu ten behoeve van onder andere de energienota, die in 2002 is gepubliceerd. Ten behoeve van deze nota was een geactualiseerd inzicht in de te verwachten ontwikkeling van de Nederlandse energievoorziening tot 2010 nodig. Daarnaast was er behoefte aan een geactualiseerde inschatting van de effecten van het geformuleerde klimaatbeleid. De overheid gebruikt het betreffende rapport als input voor beleid.
44. Uit onderstaande grafieken blijkt dat verwacht wordt dat de hoeveelheid Wkk- en duurzame opwekking tot 2010 fors toeneemt. De hoeveelheid opgesteld Wkk-vermogen stijgt naar verwachting tot meer dan 9.000 MW. Dat is tegen die tijd meer dan een derde van het totale opgestelde vermogen in Nederland. Het aandeel decentraal Wkk-vermogen binnen het totaal aan Wkk-vermogen bedraagt naar verwachting in 2010 zo’n 40 %.
16 Bron: Prognose elektriciteit 1997 – 2008, EnergieNed (1998) en Referentieraming Energie en CO 2. 17 Bron: ECN & RIVM (2002).
Figuur 3 Verwachte ontwikkeling totale Wkk-vermogen tot 2010 Bron: Referentieraming Energie en CO2 (2002)
45. Ook de hoeveelheid uitgespaarde energie neemt fors toe. Hierin is overigens ook uitgespaarde energie door warmte meegenomen.
Figuur 4 Uitgespaarde fossiele energie door duurzame energie en Wkk Bron: referentieraming Energie en CO2 (2002)
Prognose EnergieNed
1846. In deze prognose wordt ingeschat dat de hoeveelheid opgesteld decentraal vermogen tot 2008 per jaar met gemiddeld 221 MW toeneemt. In 2008 zou vervolgens 7074 MW aan decentraal vermogen staan opgesteld. Hieronder vallen: stoom- en gasturbines, verbrandingsmotoren, Wkk, windturbines, biogasinstallaties, afvalverbrandingsinstallaties, waterkrachtcentrales en gasexpansie-installaties.
18 Prognose elektriciteit 1997 – 2008, EnergieNed (1998).
BLOW
47. In het BLOW-convenant19 is tussen diverse overheidsinstanties overeengekomen dat zij zich zullen
inspannen om eind 2010 1500 MW aan windenergie op land te realiseren. Dit komt per provincie neer op:
Tabel 3 Afgesproken realisaties wind op land per provincie20
Provincie Gr. Fr. Dr. Ov. Ge. Fle. Utr. NH. ZH. Ze. NB. Li. Totaal
Vermogen (MW)
165 200 15 30 60 220 50 205 205 205 115 30 1500
Bron: BLOW-convenant (2001)
Capaciteitsplannen netbeheerders
48. De toename van DCO blijkt ook uit het feit dat netbeheerders in de capaciteitsplannen21, die zij op grond
van artikel 64 E-wet aan DTe dienen te zenden, aangeven dat ze een toename in de hoeveelheid
opgesteld windvermogen verwachten. Hierbij wordt onder meer verwezen naar het bovenstaande BLOW-convenant. Sommige netbeheerders geven aan dat een deel hiervan (met name de grote windparken) op het hoogspanningsnet zal worden ingevoed. Anderen gaan ervan uit dat alle windvermogen DCO is. Ten aanzien van de hoeveelheid Wkk zijn de netbeheerders niet eensluidend. Door exogene factoren
(bijvoorbeeld de gasprijs) verwachten sommige netbeheerders een afname. Andere netbeheerders verwachten juist een toename van de hoeveelheid Wkk.
Vraag 2 Komt de geschetste verwachte toename van de hoeveelheid DCO overeen met het beeld dat u hiervan heeft?
2.5
Invloed DCO op elektriciteitsnetwerken
49. Als gevolg van de toegenomen invoeding op het distributienet zal de oorspronkelijke benutting van dit net veranderen. Werd er voorheen vooral ontrokken aan dit net (verbruik) nu wordt ook meer en meer ingevoed (productie). Daar komt bij dat het opnemen van bijvoorbeeld windmolens voor
balanceringsproblemen zorgt die moeten worden opgevangen. Vraag is nu hoe ervoor gezorgd kan worden dat er een zo (economisch) optimaal mogelijk functionerend netwerk ontstaat.
50. De invloed van DCO op het elektriciteitsnetwerk kan worden bekeken voor de drie verschillende onderdelen van het net:
a. aansluiting;
b. distributienet (spanningsniveau beneden 110 kV); en c. transportnet (spanningsniveau op of boven 110 kV).
19 Bestuursovereenkomst Landelijke Ontwikkeling Windenergie, Ministerie van Economische Zaken (2001). 20 Er wordt vanuit gegaan dat al dit vermogen als DCO mag worden beschouwd.
51. In onderstaande tabel staan de mogelijke gevolgen in de kosten en besparingen voor de verschillende onderdelen van het net als gevolg van:
a. het opnemen van DCO in het net, zijnde de netkosten; en
b. het opereren van het netwerk nadat DCO is aangesloten, zijnde dispatch kosten.
De gevolgen zijn in beide gevallen in sterke mate afhankelijk van de specifieke locatie in het net. De tabel geeft tevens aan hoe de knelpunten worden behandeld in dit consultatiedocument.
Tabel 4 Gevolgen DCO in het net
Onderdeel net Gevolgen
Netkosten-netbesparingen (hoofdstuk 3)
Dispatchkosten-dispatchbesparingen (hoofdstuk 4)
Aansluiting Kosten die samenhangen met het
realiseren van een verbinding tussen de opwekinstallatie en het net (paragraaf 3.3).
Distributienet Het distributienet is niet berekend op veel decentrale invoeding. In plaats van hoge naar lagere
spanningsniveaus, kan de elektriciteit ook omgekeerd gaan stromen. Dit kan leiden tot extra netkosten (paragraaf 3.4).
Netverliezen zouden kunnen
toenemen, doordat de afstand van de opwekinstallatie tot de afnemer toe kan nemen, bijvoorbeeld als veel windmolens in een perifere regio worden opgesteld. Aan de andere kant kunnen netverliezen afnemen doordat dichter bij de verbruiker wordt ingevoed (paragraaf 4.2). Transportnet Kosten die voortvloeien uit de
noodzaak om een transportnet te hebben dat DCO-vermogen uit een gebied met een overschot aan opgewekte elektriciteit kan transporteren, danwel om bij onvoldoende inzet van DCO centraal ingevoede elektriciteit te transporteren (paragraaf 3.5).
Op transportniveau zal DCO waarschijnlijk leiden tot minder netverliezen, omdat invoeding dichter bij de verbruiker, in het regionale net, plaatsvindt (paragraaf 4.3).
2.6
Criteria beoordeling opties
52. In dit document komt een aantal knelpunten naar voren. Zonder deze inhoudelijk te behandelen, lopen we hier vooruit op de criteria waarop de voorgestelde maatregelen voor het oplossen van de
gesignaleerde knelpunten worden getoetst.
b. leidt tot een efficiënte uitkomst; en
c. zorgt dat de kosten correct worden toegerekend.
2.6.1.
Criterium 1 – past de maatregel in de huidige wet?
54. Een voorgestelde maatregel dient mogelijk te zijn binnen de huidige wet. Indien dit niet het geval is kan de directeur DTe de Minister van Economische Zaken hiertoe adviseren. Mocht dit leiden tot een aanpassing van de wet, dan houdt dat in dat de implementatietijd van een maatregel erg lang kan zijn. Maatregelen die wel binnen de E-wet passen zullen in de meeste gevallen een wijziging van de TarievenCode inhouden. Hiervoor is in de wet een aantal criteria vastgelegd. Deze worden hieronder besproken.
2.6.2.
Criterium 2 tot en met 4 – prikkelt de maatregel efficiëntie?
55. De directeur DTe dient de tariefstructuren en voorwaarden op grond van artikel 36, lid 1 E-wet vast te stellen met inachtneming van:
a. het belang van het betrouwbaar, duurzaam, doelmatig en milieuhygiënisch verantwoord functioneren van de elektriciteitsvoorziening;
b. het belang van de bevordering van de ontwikkeling van het handelsverkeer op de elektriciteitsmarkt; c. het belang van de bevordering van het doelmatig handelen van afnemers; en
d. het belang van een goede kwaliteit van dienstverlening van netbeheerders.
56. In dit consultatiedocument wordt niet ingegaan op de bevordering van de ontwikkeling van het handelsverkeer op de elektricititeitsmarkt. Dat hangt meer af van hoe exploitanten van DCO zich gedragen op de wholesalemarkt, dan van de koppeling van DCO met het netwerk.
57. De overige delen van artikel 36, lid 1, E-wet wordt voor toetsing van eventuele maatregelen samengevat in drie criteria:
a. bevorderen van het efficiënt handelen van de DCO-exploitant; b. bevorderen van het efficiënt handelen van de netbeheerder; en c. beperken van de kosten van de maatregel op zich.
Criterium 2 – Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de DCO-exploitant?
58. Door de regelgeving dient de exploitant van DCO gestimuleerd te worden efficiënt gedrag te vertonen. Dit houdt met name in dat een regeling niet dient te leiden tot strategisch gedrag van DCO-exploitanten waardoor zij bijvoorbeeld onterecht in een goedkopere aansluitcategorie vallen. Ook kan hierbij gedacht worden aan het doorberekenen van (een deel van) de kosten voor het uitbreiden van het net als een DCO wordt aangesloten, zodat deze een prikkel heeft om zich op een efficiënte lokatie te vestigen. Overigens hangt de locatiekeuze sterk af van de lokale bestemmingsplannen die meestal geen rekening houden met het bestaande elektriciteitsnet.
Criterium 3 – Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de netbeheerder?
59. De netbeheerder dient een prikkel te krijgen om efficiënt te handelen. Dit wordt gedaan door
Criterium 4 – Kost de maatregel niet teveel?
60. Een maatregel die op zich wel de goede prikkels geeft aan de exploitanten van DCO en aan de
netbeheerder, kan alsnog te hoge administratieve en bestuurlijke lasten introduceren. Dit wordt met dit criterium getoetst. Als de kosten van de maatregel zelf – bij de toezichthouder, DCO-exploitanten, netbeheerders of anderen- niet in proportie staan tot het effect dat ermee wordt gesorteerd, kan deze beter achterwege blijven.
2.6.3.
Criterium 5 – Worden de kosten correct verdeeld?
61. Daarnaast is in artikel 36, lid 2 E-wet aangegeven dat de tariefstructuren objectief en niet discriminerend dienen te zijn. Bij het hanteren van bovenstaande criteria dient dus niet uit het oog te worden verloren dat naast het geven van juiste prikkels voor efficiëntie, afnemers een tarief betalen dat in verhouding staat tot de kosten die de afnemer veroorzaakt.
2.6.4.
Overzicht criteria
62. De vijf criteria worden als volgt aangeduid in het consultatiedocument: Tabel 5 Overzicht criteria
Nr Aanduiding Criterium
1 Huidige wet Past de maatregel in de huidige wet?
2 Efficiëntie DCO Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de DCO-exploitant?
3 Efficiëntie netbeheerder Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de netbeheerder?
4 Kosten maatregel Kost de maatregel niet teveel?
5 Kostenreflectiviteit Worden de kosten juist verdeeld?
63. Per criterium worden er drie mogelijke scores gebruikt:
a. Goed, aangeduid met ‘+’: de maatregel voldoet aan het criterium;
b. Neutraal, aangeduid met ‘0’ de maatregel heeft geen duidelijke impact op dit criterium; of c. Slecht, aangeduid met ‘-‘: de maatregel is in strijd met het criterium.
Bovendien wordt steeds een overall score bepaald waarbij de criteria ieder een zelfde gewicht wordt toegekend.
3.
Netkosten
3.1
Inleiding
64. In dit hoofdstuk wordt uitgewerkt op welke wijze DCO netkosten veroorzaakt dan wel bespaart in het distributie- en transportnet. Toename van DCO kan leiden tot netverzwaringen in het distributienet. 65. Bekeken wordt of het huidige reguleringsregime ten aanzien van aansluitingen in voldoende mate
bijdraagt aan het zo effectief en efficiënt mogelijk vormgeven van het totale netwerk. Allereerst wordt ingegaan op de netkosten gerelateerd aan de aansluiting zelf (de zogenaamde ondiepe aansluitkosten), vervolgens zal gekeken worden naar de netkosten die samenhangen met de noodzaak het distributienet uit te breiden of aan te passen om de aansluiting van DCO mogelijk te maken (de zogenaamde diepe aansluitkosten). Tenslotte zal geanalyseerd worden of aanpassing van het reguleringsregime nodig is vanwege de te verwachten invloed van DCO op noodzakelijke investeringen in het transportnet.
3.2
Huidige reguleringsregime
66. Artikel 2.3.2.A van de TarievenCode bepaalt dat: “ het eenmalige aansluittarief bestaat uit een bedrag dat is opgebouwd uit een vast bedrag voor de verbreking van het net van de desbetreffende netbeheerder om een fysieke verbinding van de installatie van een afnemer met dat net tot stand te brengen (de knip), een vast bedrag voor het installeren van voorzieningen om het net van de desbetreffende netbeheerder te beveiligen en beveiligd te houden (de beveiliging) en een vast bedrag voor het tot stand brengen van een verbinding met een maximale kabellengte van 25 meter tussen de plaats waar het net verbroken is en de voorzieningen om het net te beveiligen (de verbinding), aangevuld met een bedrag per meter voor elke meter meer dan die 25 meter.”
3.2.1.
Aansluitingen tot 10 MVA
67. In bijlage A van de TarievenCode zijn voor aansluitingen tot 10 MVA standaardconfiguraties vastgesteld. Hierbij is tevens vastgelegd op welke wijze de afstand tussen de afnemer en de plaats in het net dient te worden bepaald. Deze afstand is gedefinieerd als de lengte tussen de afnemer en de dichtstbijzijnde kabel (of transformator), ongeacht of op dat punt voldoende capaciteit aanwezig is om de aansluiting ook daadwerkelijk te realiseren.
68. Het huidige reguleringsregime heeft tot gevolg dat een afnemer enkel betaalt voor de ondiepe
aansluitkosten (‘ondiepe kostenmethode’). Indien een netbeheerder als gevolg van de aansluiting dient te investeren in zijn net worden deze kosten door de netbeheerder gedragen.
3.2.2.
Aansluitingen vanaf 10 MVA
aansluiten, wordt deze partij òf geconfronteerd met hele hoge ondiepe kosten òf moet deze partij een deel van de diepe netkosten voor zijn rekening nemen. Wellicht kiest deze partij er om deze reden toch voor zich op een andere (‘net-technisch’ gezien meer efficiënte) plaats te vestigen (zie Box 2 hieronder). Box 2 Voorbeeld diepe netkosten bij aansluiting > 10 MVA
Stel iemand wil een nieuwe productie-eenheid van 15 MVA laten aansluiten op het net. Deze eenheid wordt dus analoog aan de TarievenCode aangesloten daar waar voldoende capaciteit is. Bij het
aansluitpunt A dichtbij de productie-eenheid is echter niet meer voldoende capaciteit vrij. Alleen met een diepe investering zou de productie-eenheid bij aansluitpunt A kunnen worden aangesloten. Het
aansluitpunt B heeft nog wel genoeg capaciteit, maar is wel ver gelegen. De maximale hoeveelheid kosten die de netbeheerder de nieuw aan te sluiten producent kan toerekenen zijn de ondiepe kosten tot het dichtstbijzijnde punt waar nog voldoende capaciteit is. Dit is in dit geval B. Het kan voor de nieuw aan te sluiten partij echter goedkoper zijn zich dichtbij (A) te laten aansluiten en vrijwillig (na onderhandeling) met de netbeheerder een deel van de kosten van de diepe netverzwaringen die nodig zijn op zich te nemen.
3.3
Knelpunt 1 distributienet: verdeling aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder
3.3.1.
Omschrijving oorzaken knelpunt 1
70. Initiatiefnemers van decentrale projecten (onder de 10 MVA) hebben onder het huidige
reguleringsregime geen prikkel om zich op een, met het oog op de netwerkconfiguratie, efficiënte plaats te vestigen. Zij betalen alleen de ondiepe kosten gerelateerd aan hun aansluiting. Bovendien betalen producenten geen transporttarief zodat ze ook niet via toekomstige betalingen meebetalen aan de benodigde verzwaring van het net. Deze kosten worden nu afgewenteld op de netbeheerder en, via de transporttarieven, op de eindverbruikers. Hierdoor worden er netverzwaringen (diepe kosten) gedaan ten behoeve van DCO die niet door hen worden betaald. Wellicht hadden deze diepe netkosten vermeden kunnen worden als een DCO-exploitant wel een efficiëntieprikkel had gehad.
B
A
Capaciteit < 15 MW Capaciteit > 15 MW Aan te sluiten productie-eenheid 15 MW Dichtbij aansluiten71. In de E-wet wordt een aansluiting gedefinieerd (artikel 1 lid b) als: “één of meer verbindingen tussen een net en een onroerende zaak als bedoeld in artikel 16 van de Wet waardering onroerende zaken, dan wel tussen een net en een ander net op een ander spanningsniveau” . Het komtvoor dat partijen vanuit strategisch oogpunt hun onroerende zaak opknippen in verschillende deelpercelen, zodat in plaats van één grote, meerdere kleine aansluitingen aangevraagd kunnen worden. Op deze wijze kan de aan te sluiten partij ervoor zorgen dat aansluitingen onder de 10 MVA blijven. Hierdoor wordt niet afgerekend op basis van een aansluitpunt in het net waar daadwerkelijk capaciteit beschikbaar is (en op basis van voorcalculatorische projectkosten), maar op het dichtstbijzijnde punt in het net.
Box 3 Problematiek opknippen percelen
DELTA Netwerkbedrijf B.V. (hierna: DNWB)22
heeft te maken met aanvragen van aansluitingen voor windparken van 15 MW die worden opgeknipt in twee aansluitingen van 7,5 MW. Dit wordt gedaan om ervoor te zorgen dat de aansluiting binnen het gereguleerde tarief valt en de netbeheerder de aansluiting niet op basis van voorcalculatorische kosten mag aanbieden. Een tweede ontwikkeling die wordt
gesignaleerd is dat windparken van bijvoorbeeld 8 MW bij hun aanvraag voor een aansluiting hun park opknippen in 4 percelen van 2 MW. Voor elke 2 MW wordt apart een aansluiting aangevraagd die, op grond van de TarievenCode, op de dichtstbijzijnde middenspanningskabel moet worden aangesloten. DNWB moet in zo’n geval vier kleine aansluitingen aanleggen, terwijl het aanleggen van één zwaardere aansluiting misschien meer op zijn plaats zou zijn geweest. DNWB geeft aan hiervoor grote
investeringen in het netwerk te moeten plegen zonder dat hier inkomsten tegenover staan. Dit brengt de continuïteit van de netbeheerder in gevaar.
72. Bovenstaande situatie leidt ertoe dat de kosten van een aansluiting onjuist worden verdeeld tussen afnemer en netbeheerder. Daarnaast bestaat er onder het huidige reguleringsregime geen prikkel voor DCO om zich op een ‘net-technisch’ gezien efficiënte plaats te laten aansluiten. Voor DCO kan dit problematisch zijn, omdat de locatie waar deze is aangesloten op het distributienet in belangrijke mate bepaalt welke invloed een DCO-installatie heeft op de werking van dit net, bijvoorbeeld ten aanzien van netverliezen.
73. Met DCO in het net wordt elektriciteit ook ingevoed op het distributienet dat juist is ontworpen op enkel afname van elektriciteit. De netkosten die worden veroorzaakt door DCO zijn de kosten:
a. voor uitbreiding van het net; en
b. voor aanpassingen in het bestaande wet.
74. Kosten voor uitbreiding van het net (punt a) worden gemaakt voor iedere nieuwe afnemer als deze zich in een perifer gebied vestigt. Dit komt vaker voor bij DCO, met name windmolens, dan bij andere afnemers.
75. Kosten voor aanpassingen in het bestaande net (punt b) ontstaan door de specifieke impact van DCO door bijvoorbeeld:
22 Brief van Delta Netwerk Bedrijf aan Ministerie van Economische Zaken (met afschrift aan DTe) met kenmerk: 910
a. duurdere bedrijfsvoering van de netbeheerder vanwege grotere netuitval bij storingen en een complexere storingsafhandeling; en
b. het opwaarderen van bestaande netcomponenten vanwege een hoger kortsluitvermogen van DCO. Vraag 4 Deelt u de conclusie dat de huidige verdeling van aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder tot
een knelpunt leidt?
3.3.2.
Mogelijke maatregelen
76. Er zijn drie mogelijkheden om tot een andere verdeling te komen van toe te rekenen kosten aan afnemer en netbeheerder:
a. ondiepe kostenmethode met prikkelcomponent;
b. diepe kostenmethode waarbij de kostenveroorzaker betaalt; en c. verlaging van de 10 MVA-grens met betrekking tot de aansluiting.
Ondiepe kosten methode met prikkelcomponent
77. Dit alternatief strekt ertoe dat een nieuw aan te sluiten partij niet opdraait voor alle diepe kosten die door zijn aansluiting worden veroorzaakt, maar dat er wel een prikkel bestaat om zich op een ‘net-technisch’ efficiënte plaats te laten aansluiten. Dit is de methode die momenteel in Engeland en Wales beoogd wordt (zie hieronder) waar tot nu toe de ‘deep costing’ methode werd toegepast.
Box 4 Diepe kosten in Groot-Brittanië 23
Vanaf 1 april 2005 zullen afnemers in Groot-Brittanië24
niet langer alle diepe kosten voor hun rekening hoeven nemen, die met het creëren van een nieuwe aansluiting gemoeid zijn. Afnemers zullen in eerste instantie slechts de ondiepe kosten betalen, maar er blijft een prikkel met betrekking tot de diepe kosten bestaan, gebaseerd op een ‘reinforcement contribution rule’. Dit houdt in dat afnemers nog steeds een gedeelte van de diepe kosten voor hun rekening moeten nemen, afhankelijk van de hoeveelheid nieuwe aansluitcapaciteit die zij wensen. Deze regeling zal zowel voor nieuwe afnemers als nieuwe producenten gelden en wordt momenteel nader uitgewerkt door Ofgem.
78. Nederland zou ook kunnen kiezen voor een systeem, zoals nu in Groot-Brittanië wordt voorzien. Daarbij worden nieuw aan te sluiten partijen in ieder geval voor een gedeelte van de diepe kosten aangeslagen. De Britse regulator Ofgem stelt voor deze contributie in de diepe kosten te relateren aan de omvang van de gevraagde aansluitcapaciteit. Er is in Nederland momenteel geen wettelijk basis voor een dergelijke regeling, zodat deze maatregel slecht scoort op criterium 1 – huidige wet. Artikel 28 van de E-wet, waarin staat vastgesteld op welke elementen het tarief waarvoor afnemers worden aangesloten uitsluitend betrekking heeft, geeft geen wettelijke basis om afnemers ook diepe kosten te laten betalen. In de Parlementaire behandeling bij dit artikel staat: “ Diepe aansluitkosten worden niet in rekening gebracht25
” . Slechts in bepaalde gevallen bij aansluitingen groter dan 10 MVA betalen afnemers in Nederland een deel van de diepe kosten. Dit geschiedt echter op vrijwillige basis in het geval dat het meest nabije
23 Structure of electricity distribution charges, Initial decision document, Ofgem (November 2003).
24
Engeland, Wales en Schotland.
aansluitingspunt met voldoende capaciteit ver weg is en daardoor de ondiepe kosten hoger uitvallen dan een eigen bijdrage in de diepe kosten.
79. Door nieuw aan te sluiten partijen een bepaald percentage te laten bijdragen in de diepe kosten zouden locatie-efficiënte prikkels voor DCO kunnen ontstaan. Omdat de DCO exploitant niet de volledige prikkel ondervindt, scoort deze maatregel neutraal op criterium 2 - efficiëntie DCO. Doordat de netbeheerder ook nog een deel van de extra kosten voor zijn rekening neemt, heeft deze ook een verzwakte prikkel om de uitbreiding zo goedkoop mogelijk uit te voeren. De maatregel scoort dus ook neutraal op criterium 3 – efficiëntie netbeheerder.
80. Het implementeren van deze maatregel is vrij kostbaar. Er dient per geval vastgesteld te worden wat de extra kosten zijn die door aansluiting van DCO worden veroorzaakt. Dit brengt extra administratieve lasten voor alle partijen, DCO, netbeheerders en de toezichthouder, met zich mee. Hiermee scoort de oplossing dus slecht op criterium 4- kosten maatregel.
81. Met deze maatregel komen de extra netkosten gedeeltelijk terecht bij de exploitant van de DCO, die de kosten ook veroorzaakt. Hiermee scoort criterium 5 – kostenreflectiviteit neutraal.
Diepe kosten methode
82. De diepe kostenmethode houdt in dat degene, voor wie een nieuwe aansluiting wordt gecreëerd, alle kosten die aan deze nieuwe aansluiting gerelateerd zijn dient te betalen, inclusief de kosten van noodzakelijke netverzwaringen. Deze methode voor het toekennen van diepe netkosten wordt tot op heden in Groot-Brittanië toegepast (‘deep costing’). Daar dienen afnemers, indien de capaciteitsvraag van de afnemer meer dan 25% bedraagt van de dan aanwezige effectieve capaciteit in dat betreffende netdeel, alle kosten te dragen van de aan zijn nieuwe aansluiting gerelateerde diepe netinvesteringen tot en met één spanningsniveau boven zijn aansluitingspunt26
. Daarmee bestaat een sterke efficiëntieprikkel bij afnemers wat betreft locatie van de aansluiting. Hiermee scoort deze maatregel hoog op het criterium 5 – kostenreflectiviteit, en op criterium 2 – efficiëntie DCO.
83. Een nadeel van deze methode is dat er veel macht ligt bij de netbeheerder, die geen sterke prikkel heeft om de aansluitkosten zo laag mogelijk te houden. De score op criterium 3 – efficiëntie netbeheerder is dus slecht. Daarbij komt dat bepaalde kosten van netverzwaringen aan één partij worden toegerekend, terwijl vele partijen in de toekomst van dezelfde investering profiteren (‘first-user’ probleem). In Groot-Brittanië dient de netbeheerder daartoe een bepaald deel van de netverzwaring toe te rekenen aan de eventuele ‘second-user’ en dit terug te geven aan de ‘first-user’. Een dergelijk terugbetalingssysteem wordt echter door veel netbeheerders daar als onwerkbaar beschouwd. Het leidt namelijk tot een extra administratieve last bij de netbeheerder. Bovendien wordt verwacht dat DTe geschillen moet oplossen. De score voor criterium 4 – kosten maatregel is dus slecht. Om deze methode toe te kunnen passen in Nederland is een wetswijziging nodig, dit leidt tot een slechte score op criterium 1 – huidige wet. 84. Overigens lijkt dit op het systeem van onderhandelde toegang voor producenten zoals dat vóór de E-wet
werd gehanteerd.
Verlagen 10 MVA-grens
85. Afnemers, die een aansluiting van meer dan 10 MVA wensen, betalen soms toch diepe netkosten. Dit is in Box 1 nader uitgelegd.
86. Overwogen kan worden om de 10 MVA-grens te verlagen, zodat deze locatieprikkel ook geldt voor kleinere nieuw aan te sluiten partijen. Deze hoeven onder de huidige regeling alleen de ondiepe kosten te betalen tot het dichtstbijzijnde aansluitingspunt, ook wanneer daar onvoldoende capaciteit is. Wanneer de grens van 10 MVA wordt verlaagd, zullen ook deze kleinere partijen geprikkeld worden een ‘net-technisch’ gezien efficiënte plaats uit te zoeken, danwel mee te betalen aan de diepe kosten. Daarmee wordt de kans op strategisch gedrag door het opknippen van percelen beperkt, krijgen meer afnemers een efficiëntieprikkel en zullen netbeheerders met minder diepe kosten worden geconfronteerd. De kosten die DCO moet betalen betreffen alleen de extra kosten doordat het net niet in de buurt ligt van de aan te sluiten DCO. Netkosten die dieper in het net moeten worden gemaakt komen helemaal voor rekening van de netbeheerder. Criterium 2 – efficiëntie DCO scoort dus neutraal.
87. Hier tegenover staat dat indien de 10 MVA-grens verlaagd wordt, er in meer gevallen discussie plaats zal vinden over de juiste kostprijs van een aansluiting. DTe is altijd van mening geweest dat boven deze 10 MVA-grens dergelijke discussies aanvaardbaar zijn, omdat het een beperkt deel van de aansluitingen betreft waarbij veelal sprake is van maatwerk. Criterium 4 – kosten maatregel is hiermee neutraal, waarbij opgemerkt moet worden dat dit afhankelijk is van waar de grens komt te liggen. Voor deze wijziging in de regelgeving is geen wetswijziging nodig, dus scoort criterium 1 – huidige wet goed.
88. Doordat de netbeheerder ook nog een deel van de extra netkosten voor zijn rekening neemt, heeft deze ook een prikkel om de uitbreiding zo goedkoop mogelijk uit te voeren. De maatregel scoort dus goed op criterium 3 – efficiëntie. De rest van de kosten komen terecht bij de veroorzaker, de DCO. Hiermee scoort criterium 5 – kostenreflectiviteit dus neutraal.
Vraag 5 Is de opsomming van maatregelen, om te komen tot een andere verdeling van aansluitkosten over DCO en netbeheerder, juist en compleet?
Tabel 6 Maatregelen knelpunt 1 distributienet – verdeling aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder Alternatief Criterium Ondiepe kosten met prikkel
Diepe kosten Verlagen 10
MVA-grens 1. huidige wet - - + 2. efficiëntie DCO 0 + 0 3. efficiëntie netbeheerder 0 - + 4. kosten maatregel - - 0 5. kostenreflectiviteit 0 + 0 Totaalscore 0 - +
3.3.3.
Conclusie : Verlaging 10 MVA-grens
89. DTe komt tot de conclusie dat geen van de maatregelen tot een volledig bevredigende oplossing leidt. Het knelpunt wordt gedeeltelijk opgelost door de 10 MVA-grens te verlagen. De lagere grens dient echter niet zó laag te zijn dat het leidt tot veel extra administratieve lasten. Ook zou dit beperkt kunnen worden tot producenten die geen transporttarief betalen. Hiermee wordt slechts een deel van het knelpunt opgelost. Alleen de kosten ten gevolge van de specifieke ligging van de DCO worden verrekend. Kosten van aanpassingen in het net, zoals behandeld in randnummer 75, worden niet gedekt. Voor het overige deel zou deze in principe onjuiste verdeling van de kosten tussen de DCO-exploitant en de netbeheerder geaccepteerd kunnen worden. De netbeheerder dient dan dat deel van de kosten die hij wel betaalt, maar eigenlijk niet zou hoeven betalen, terug te krijgen. Dit is het onderwerp van het volgende knelpunt. Vraag 7 Tot welke waarde zou de 10 MVA-grens verlaagd kunnen worden?
3.4
Knelpunt 2 distributienet: verdeling van kosten over netbeheerders in Nederland
3.4.1.
Omschrijving oorzaken knelpunt 2
90. Behalve dat aansluitkosten onjuist verdeeld worden over DCO en netbeheerder (knelpunt 1) houdt het huidige reguleringsregime geen rekening met het feit dat bepaalde netbeheerders, op basis van hun geografisch operatiegebied, een grotere kans hebben om geconfronteerd te worden met diepe netkosten ten gevolge van DCO dan andere netbeheerders. Netbeheerders, die bijvoorbeeld opereren in
kustgebieden en open polders waar veel windturbines op het net moeten worden aangesloten of in kassengebieden waar veel aansluitingen ten behoeve van Wkk-installaties van tuinders zijn, hebben een grotere kans geconfronteerd te worden met netverzwaringen. In de derde reguleringsperiode zullen de regionale verschillen worden meegenomen in de regulering van de regionale netbeheerders.
91. Bovenstaande leidt er, in de ogen van DTe, toe dat de kosten van een aansluiting op onjuiste wijze worden verdeeld tussen de netbeheerders in Nederland.
3.4.2.
Mogelijke maatregelen
92. Er zijn drie mogelijkheden te onderscheiden om tot een toerekening te komen van de vergoeding voor de diepe netkosten die voor rekening komen van de desbetreffende netbeheerder, te weten:
a. de verhoging van tarieven vanwege regionale verschillen;
b. terugvordering van diepe netkosten door de netbeheerder via artikel 40, tweede lid E-wet (aanmerkelijke investeringen); en
c. terugvordering van diepe netkosten via socialisatie over alle afnemers in Nederland.
93. Criterium 2 – efficiëntie DCO is hier niet van toepassing. Dit knelpunt wordt immers besproken omdat niet alle kosten aan DCO kunnen worden toegerekend. Criterium 5 – kostenreflectiviteit heeft voor al deze maatregelen betrekking op de betalers van de tarieven. Dit zijn dus niet de DCO-exploitanten, maar alle afnemers in het gebied van de netbeheerder.
De netbeheerder betaalt
94. Met deze maatregel betaalt de netbeheerder in eerste instantie de diepe netkosten veroorzaakt door DCO. Eventuele objectiveerbare regionale verschillen komen tot uitdrukking in tariefsverhogingen danwel tariefsverlagingen. Uiteindelijk betalen dus de afnemers in het verzorgingsgebied van de netbeheerder. Daarmee is de score op criterium 5 - kostenreflectiviteit slecht. Zoals afgesproken
27
zal door DTe in de tweede reguleringsperiode een onderzoek worden uitgevoerd naar het bestaan van dergelijke geografische verschillen. Deze maatregel voegt daaraan geen extra kosten toe, en scoort goed op criterium 4 – kosten maatregel. Tevens wordt dan bepaald hoe deze verschillen tot uitdrukking kunnen worden gebracht in de tarieven. Hiervoor dient de benchmark waarschijnlijk te worden aangepast. Dit past binnen de huidige wet, dus score op criterium 1 – huidige wet is goed. Hiermee wordt de efficiëntie van de netbeheerder gestimuleerd. Deze behoudt de besparingen door het goedkoper dan gemiddeld uitvoeren van de aanpassingen in het net. Criterium 3 – efficiëntie netbeheerders heeft dus een goede score.
Aanmerkelijke investeringen
95. Dit alternatief strekt ertoe dat netbeheerders de diepe netkosten die worden veroorzaakt door het aansluiten van DCO kunnen terugvorderen via de transporttarieven op basis van artikel 40, tweede lid, van de E-wet betreffende uitzonderlijke en aanmerkelijke investeringen. Criterium 1 – huidige wet heeft dus een goede score. Momenteel worden aanvragen op basis van artikel 40, tweede lid, op de volgende criteria beoordeeld: de investering dient uitzonderlijk en aanmerkelijk te zijn en betrekking te hebben op een uitbreiding van het net. Daarbij dient elke aanvraag afzonderlijk beoordeeld te worden, wat zal leiden tot extra kosten, lange doorlooptijden en veel onzekerheid. De score op criterium 4 – kosten maatregel is dus slecht. Ook met deze maatregel dit geval betalen de afnemers van de betreffende netbeheerder de diepe kosten, omdat de aanmerkelijke investering leidt tot een verhoging van de tarieven. Net als bij de bovenstaande maatregel is de score op criterium 5 – kostenreflectiviteit dus slecht. Daarnaast zullen netbeheerders hun prikkel tot efficiëntie verliezen, zij krijgen immers de specifieke investering vergoed. Deze maatregel heeft dus een slechte score op criterium 3 – efficiëntie netbeheerders.
Socialisatie
96. Dit alternatief strekt ertoe dat diepe netkosten ten gevolge van het aansluiten van DCO worden gesocialiseerd, via bijvoorbeeld een fonds, over alle afnemers van elektriciteit in Nederland. Verdedigd kan worden dat iedereen in Nederland mee moet betalen aan het halen van landelijke doelstellingen op het gebied van duurzame energie en niet alleen de afnemers in een bepaalde regio. Socialisatie voorkomt dat die afnemers, die toevallig wonen in een gebied waar veel DCO wordt aangesloten, de diepe kosten krijgen toegerekend. In geval van socialisatie betalen alle afnemers in Nederland in gelijke mate mee aan de diepe kosten die door het aansluiten van DCO veroorzaakt worden. Deze maatregel heeft dus een goede score op criterium 5 – kostenreflectiviteit. DTe is echter van mening dat een dergelijk fonds binnen de huidige wetgeving geen vorm kan krijgen. Op grond van de E-wet kunnen enkel de kosten voor de systeemdiensten over alle afnemers in Nederland verdeeld worden (artikel 30, tweede lid E-wet). Het systeemdienstentarief kan echter enkel dienen om de in artikel 30 E-wet, eerste lid opgesomde taken te dekken. Bovengenoemd fonds valt daar niet onder. Deze maatregel scoort dus slecht op criterium 1-huidige wet. Indien een van tevoren vastgestelde hoeveelheid kosten wordt gesocialiseerd, blijven netbeheerders wel in enige mate efficiëntieprikkels houden. Criterium 3 – efficiëntie netbeheerders scoort dus neutraal.
97. Het opzetten van een dergelijk fonds brengt extra administratieve lasten met zich mee. Bovendien dient er een systeem van toewijzing van gelden uit het fonds te komen. Deze maatregel scoort slecht op criterium 4 – kosten maatregel.
Vraag 9 Is de opsomming van de maatregelen over opname van de diepe aansluitkosten van DCO in de tarieven juist en compleet?
Tabel 7 Maatregelen knelpunt 2 distributienet – verdeling van kosten over netbeheerders in Nederland
Alternatief Criterium De netbeheerder betaalt Aanmerkelijke investeringen Socialisatie 1. huidige wet + + -2. efficiëntie DCO nvt nvt nvt 3. efficiëntie netbeheerders + - 0 4. kosten maatregel + - -5. kostenreflectiviteit - - + Totaalscore 0 - 0
3.4.3.
Conclusie: binnen de E-wet geen socialisatie aansluitkosten mogelijk
98. Het beleid voor stimulering van DCO wordt landelijk vormgegeven. Daarom is het goed te verdedigen dat de diepe kosten, die door het aansluiten van DCO veroorzaakt worden, gesocialiseerd worden. Indien een van tevoren vastgestelde hoeveelheid kosten wordt gesocialiseerd, blijven netbeheerders wel in enige mate efficiëntieprikkels houden. Binnen de E-wet zijn hiertoe echter geen mogelijkheden. DTe kan verder gaan door de kosten voor netaanpassingen vanwege DCO op te nemen in de tarieven van de
Vraag 10 Welke manier van opname van de diepe aansluitkosten van DCO in de tarieven heeft uw voorkeur, en waarom?
Vraag 11 Welke overige knelpunten ziet u nog met betrekking tot de netkosten in het distributienet die worden beïnvloed door aansluiting van DCO?
3.5
Geen lagere netkosten transportnet door onzekere inzet DCO
99. In deze paragraaf wordt de invloed van DCO op de netkosten met betrekking tot het transportnet besproken. Omdat de inzet van DCO onzeker is, moet er voldoende capaciteit op het transportnet worden aangehouden om het niet-invoeden door DCO op te kunnen vangen met import en centrale productie. Deze onzekerheid komt doordat de E-programma’s van de exploitanten van DCO sterk wisselen, en doordat er een grote kans op onbalans is.
3.5.1.
Onzekerheid geplande inzet
100. Een producent geeft per dag in een zogenaamd E-programma (energieprogramma) aan hoeveel elektriciteit er per blok van 15 minuten op het net wordt gezet28
. De E-programma’s die exploitanten van Wkk’s en windmolens indienen kunnen sterk verschillen van dag tot dag. De beslissing van de exploitant om een Wkk in te zetten, hangt bijvoorbeeld af van de gas- en/ of elektriciteitsprijs, de warmtevraag en stimuleringsregelingen.
101. De afname van de elektriciteitsproductie door grootschalige industriële Wkk in 2001 (2,7 TWh) ten opzichte van 2000 is procentueel veel sterker dan de afname van het opgesteld vermogen (10% versus 1 %). Dit is toe te schrijven aan een daling van het aantal draaiuren29. In 2001 stond voor ongeveer 3800
MW aan grootschalig industrieel vermogen opgesteld. DTe gaat ervan uit dat het ook voor decentraal Wkk-vermogen onzeker is hoe de feitelijke inzet zich over de jaren zal ontwikkelen.
102. Voor windvermogen hangt de beslissing om een bepaalde hoeveelheid windenergie op te nemen in het E-programma af van de weersverwachting die natuurlijk van dag tot dag verschilt. De weersverwachting kan ook zelf nog verkeerd zijn hetgeen leidt tot balanceringsproblemen die hieronder worden besproken. In figuur 7 is een voorbeeld weergegeven van de grote variatie in de invoeding door windmolens in het netwerk van E.on Netz in Noord Duitsland30. De donkere lijn laat de invoeding van windvermogen zien.
De lichte lijn laat de totale belasting van het systeem zien. De inzet van elektriciteit uit wind verschilt sterk, van 0 tot 100 % van het opgestelde windvermogen.
28 Dit is een versimpelde weergave die hier volstaat. Voor meer uitleg, zie www.tennet.org.
Figuur 5 Variatie windenergie in Duitsland (E.on Netz) Bron: Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (2003)
103. De inzet van DCO is dus deels onzeker. Hierdoor is het nodig dat er andere productiecapaciteit of import wordt aangesproken. De elektriciteit van die capaciteit dient naar het gebied waar het nodig is te worden getransporteerd. Dit gebeurt veelal via het transportnet. Vanwege de onzekerheid van de inzet van DCO kan dus niet gesteld worden dat het transportnet onnodig wordt, of lichter kan worden uitgevoerd.
3.5.2.
Afwijkingen van geplande inzet - onbalans
104. Ook al is de exploitant van plan om DCO productiemiddelen in te zetten, en heeft deze de DCO opgenomen in het E-programma, dan nog is er onzekerheid over de werkelijke inzet. Als een producent niet kan produceren wat is gepland, leidt dit tot onbalans. TenneT schakelt dan een andere producent in om de elektriciteit te leveren. Dit heet ‘opregelen’. Andersom moet TenneT een andere producent afregelen als DCO meer elektriciteit levert dan gepland. TenneT moet er namelijk voor zorgen dat het totaal aan opgewekte elektriciteit en vraag naar elektriciteit op elk moment precies met elkaar in balans zijn. Anders bestaat bijvoorbeeld een risico op uitval of beschadiging van apparatuur. Deze regeling van onbalans vindt met name met centrale productie plaats omdat daar de technische voorzieningen aanwezig zijn31. Dit houdt in dat het transportnet voldoende zwaar moet zijn uitgevoerd om de elektriciteit te kunnen transporteren naar het gebied waar het nodig is.
105. Het probleem met balancering is met name bij windenergie groot. De voorspelling van de windkracht, en daarmee de berekening van de verwachte inzet van windmolens heeft namelijk een grote foutenmarge. Dit is te zien in figuur 8 waar de prognose en de werkelijke inzet van windenergie zijn weergegeven voor een bepaalde dag in het netwerk van E.on Netz in Noord Duitsland.
31 Zie www.tennet.org voor een uitleg over het balanceringsmechanisme.
0
17. Nov 19. Nov 21. Nov 23. Nov 25. Nov 27. Nov 29. Nov 01. Dez
%
Windvermogen Belasting
17.000 MW
