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. De conclusies uit het rapport zijn o.a. dat 12 GW wind in 2020 inpasbaar is in het elektriciteitsnet, dat hierdoor de CO2 emmissies in Nederland dalen en dat de gemiddelde marginale kosten dalen bij toename van het opgesteld windvermogen.

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:

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:

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 UCTE [UCTE System Adequacy Forecast (SAF), Scenario B (december 2008)]
2. In afwijking van de UCTE-inschatting wordt voor de elektriciteitvraag in Nederland uitgegaan van 130 TWh (deze aanname wordt door ECN en PBL gehanteerd in hun binnenkort te publiceren nieuwe referentieramingen) en van opgesteld windvermogen van 12 GW (Conform de beleidsinzet van het Kabinet zoals onder meer geformuleerd in de brief aan de Tweede Kamer van 19 april jl.)
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.

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 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 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 windvermogen. 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. 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 marginale kosten dalen bij 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. 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’s (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). 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.

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.

Het volledige KEMA rapport is hier te downloaden:
Integratie van windenergie in het Nederlandse elektriciteitsysteem in de context van de Noordwest Europese elektriciteitmarkt (2010) (PDF)

Gerelateerde informatie

• Windenergie: The sky is the limit
• Supplying Baseload Power and Reducing Transmission Requirements by Interconnecting Wind Farms (Stanford University)(PDF)
• Veelgestelde vragen en antwoorden over windenergie
• Artikelen over windenergie op OliNo