STUDIE (F) CDC-1045

Transcriptie

1 Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat Brussel Tel.: 02/ Fax: 02/ COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS STUDIE (F) CDC-1045 over de sterke reductie van interconnectiecapaciteit op 4 en 5 februari 2011 gemaakt met toepassing van artikel 23, 2, tweede lid, 2 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. 3 maart 2011

2 OVERZICHT Deze studie analyseert wat er zich in de periode van 4 en 5 februari 2011 afspeelde en spitst zich toe op de volgende elementen: 1. Reductie voor 4 en 5 februari van de interconnectiecapaciteit in de CWE-regio en op de EMCC-grenzen 2. Nood aan reductie van Belgische interconnectiecapaciteit? 3. Impact op de prijzen 4. Windenergie in het noorden van Duitsland 5. Samenvatting 2/14

3 I. REDUCTIE OP 4 EN 5 FEBRUARI VAN DE CONTRACTUELE INTERCONNECTIECAPACITEIT IN DE CWE-REGIO EN OP DE EMCC-GRENZEN 1. Voor vrijdag 4 en zaterdag 5 februari 2011 werd de contractuele interconnectiecapaciteit van België met Nederland en Frankrijk sterk verminderd. Figuur 1 geeft het verloop van de gemiddelde beschikbare interconnectiecapaciteit per dag tijdens de laatste 31 dagen voor de vier interconnectierichtingen (FR-BE, NL-BE, BE-FR, BE-NL). De sterkste reductie vond plaats op zaterdag 5 februari 2011, toen er nagenoeg geen interconnectiecapaciteit overbleef. De contractuele capaciteit op de andere interconnecties van de CWE-regio, namelijk tussen Duitsland-Frankrijk en Duitsland-Nederland, werd ook gereduceerd, zoals te zien is op Figuur 2. De contractuele capaciteit op sommige zogenaamde EMCC-grenzen 1, namelijk de interconnecties die binnen de ITVC-marktkoppeling de CWE regio aan de Scandinavische landen koppelt, werd ook gereduceerd, zij het veel minder drastisch. Figuur 3 geeft het verloop van de gemiddelde capaciteit per dag voor de laatste 31 dagen. 1 EMCC-grenzen zijn de grenzen tussen Denemarken en Duitsland (DK1-GER en DK2-GER), tussen Zweden en Duitsland (SWE-GER) en tussen Noorwegen en Nederland (NO2-NL of de zogenaamde NorNed-kabel). 3/14

4 Figuur 1: NTC Belgische grenzen Figuur 2: NTC Frankrijk, Nederland, Duitsland 4/14

5 Figuur 3 : NTC op grenzen beheerd door EMCC 2. In verhouding kende de contractuele interconnectiecapaciteit met België de grootste reductie op 5 februari, terwijl de EMCC-grenzen bijna niet werden gereduceerd. Tabel 1 geeft de gemiddelde interconnectiecapaciteit van de 8 richtingen van de CWE-regio ( gemiddelde NTC 31 dagen ), evenals de EMCC-grenzen. Tevens wordt de beschikbare capaciteit op 5 februari ( NTC capaciteit na vermindering op 5/02) getoond. Op basis van deze gegevens wordt de procentuele reductie berekend ( % vermindering ). Uit de tabel blijkt dat de Belgische interconnecties verminderd werden met gemiddeld 96%, de Duitse interconnecties met 76% en de EMCC-grenzen met slechts 18%. De NorNed-kabel, bijvoorbeeld, die deel uitmaakt van de EMCC werd op haar maximum van 700 MW gehouden. 5/14

6 Tabel 1 : NTC capaciteiten van 8 januari 2011 tot 7 februari 2011 en op 5 februari grens gemiddelde NTC 31 dagen[mw] NTC capaciteit na vermindering op 5/02 [MW] % vermindering Gem. % vermindering Belgische grenzen Duitse grenzen EMCC FR-BE % NL-BE % BE-FR % BE-NL % FR-DE % NL-DE % DE-FR % DE-NL % DK1-GER % GER-DK % DK2-GER % GER-DK % SWE-GER % GER-SWE % NO2-NL % NL-NO % 96% 76% 18% 3. De methode van (gecoördineerde) capaciteitsreductie wordt beschreven in het Elia-document Algemeen model voor de berekening van de totale overdrachtcapaciteit en de transportbetrouwbaarheidsmarge (pg 18 punt 5). Deze methode is complex en houdt rekening met de impact van de reductie op het netwerk. De reden hiervoor is eenvoudig: de interconnectielijnen van de EMCC zitten niet in de procedure voor capaciteitsreductie. 6/14

7 8/01/2011 9/01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/2011 1/02/2011 2/02/2011 3/02/2011 4/02/2011 5/02/2011 6/02/2011 7/02/2011 II. NOOD AAN REDUCTIE BELGISCHE CONTRACTUELE INTERCONNECTIECAPACITEIT? 4. Figuur 4 geeft het verloop van de (absolute) maximale fysische stroom op de twee Belgische elektriciteitsgrenzen. De fysische stroom bepaalt uiteindelijk of een grens overbelast is of niet. Uit de figuur blijkt dat de Belgische interconnecties op 4 en 5 februari helemaal niet overbelast waren. Meer nog, er blijkt nog veel marge geweest te zijn. Tabel 2 toont dit cijfermatig: de maximale fysische stroom bedroeg 33%-38% van de gemiddelde maximale fysische van de laatste 30 dagen, en slechts 17%-25% van de maximale piek tijdens de laatste 30 dagen. Hieruit kan besloten worden dat er nog ruim voldoende capaciteit aanwezig was op de Belgisch interconnecties en dat deze dus niet de bottleneck waren in de CWE regio Max Fysisch Stroom op grens met NL en FR is veel kleiner op 5 februari dan op sommige andere dagen => op BEgrenzen was nog veel marge abs(max)_fr abs(max)_nl Fysische capaciteit op grens met FR (N-1) Fysische capaciteit op grens met NL (N-1) Figuur 4 : Maximale fysische stromen en fysische capaciteiten op de Belgische grenzen. 7/14

8 Tabel 2 : Fysische stromen op de Belgische grenzen Fysische stroom FR-grens NL-grensr Gemiddelde van de maximale stromen per dag [MW] (1) Maximum van de maximale stromen per dag [MW] (2) Maximum stroom op 5 feb [MW] (3) % gemiddelde maxima (3) / (1) 33% 38% % maximum van maxima (3) / (2) 17% 25% 8/14

9 III. IMPACT OP DE PRIJZEN 5. Figuur 5 geeft het verloop van de prijzen op Belpex DAM, APX DAM (NL) en EPEX FR DAM (FR). Hieruit blijkt dat de prijzen in de drie landen sterk gelijk liepen, behalve op 5 februari. Op die dag ligt de Belgische dagprijs /MWh hoger dan in Nederland en Frankrijk. Het maximale prijsverschil per uur is 36 /MWh (APX-prijs is dan 36 /MWh lager). De impact op de prijzen is een negatief gevolg van de sterke capaciteitsreductie. Deze verhoogde prijzen zijn het gevolg van een minder efficiënte allocatie van de productiemiddelen. 6. De verhoogde prijzen zijn nadelig voor de kopers op de Belpex DAM: in totaal werd er voor 5 februari MWh verhandeld: indien de prijzen gelijk waren aan de Nederlandse prijzen kopers zouden minder betaald hebben (in veronderstelling van constante NL-prijzen) indien de prijzen gelijk waren aan de Duitse prijzen (geen congestie tussen NL en GE) kopers zouden minder betaald hebben Verder kunnen er ook nog effecten zijn op het vertrouwen in de day-ahead markt, met lagere liquiditeit tot gevolg en hogere forward-prijzen door een hogere volatiliteit. Deze laatste twee effecten worden waarschijnlijk enkel significant indien de capaciteitsreductie zich herhaaldelijk voordoet. 9/14

10 Figuur 5 : day-ahead prijzen in de CWE regio 10/14

11 IV. WINDENERGIE IN HET NOORDEN VAN DUITSLAND 7. De oorzaak van de capaciteitsreductie is waarschijnlijk te wijten aan hoge voorspelde windproductie in het noorden van Duitsland. De voorspelde windproductie in de regelzones van Tennet Duitsland (ex-transpower) en 50Hertz (Elia Duitsland) voor zaterdag 5 februari was gemiddeld 18.3 GW, met een maximum van 18.8 GW. Figuur 6 geeft het histogram van de voorspelde productie in de twee zones. Uit dit histogram blijkt dat deze voorspelde waarden effectief extreme (zeer zeldzame) waarden zijn. Figuur 6: histogram windvoorspellingen voor 50hertz en TenneT Germany (data 1 januari februari 2011) [MW] 8. Echter, de werkelijke effectieve productie was gemiddeld 17.3 GW voor 5 februari, met een maximum van 18.3 GW. Figuur 7 geeft de gemiddelde voorspelde windproductie en de gemiddelde effectieve windproductie, voor de dagen dat de voorspelling hoger was dan 17 GW. Uit deze grafiek blijkt dat de effectieve windproductie op 11 december 2010 ook reeds de waarde van 17.3 GW bereikt heeft. Dit was ook een zaterdag en toen was er geen capaciteitsreductie. 11/14

12 9. Voor zaterdag 11 december 2010 werd echter een windproductie voorspeld van 16.6 GW. De vraag die zich stelt is of een extra voorspelde windproductie van 1.7 GW een dergelijke drastische capaciteitsreductie kan verantwoorden. 10. Ook zondag 6 februari 2011 (de dag na de grootste reductie van interconnectiecapaciteit) was er sprake van hoge reële windproductie. Deze was echter niet zo voorzien, waardoor er nie werd overgegaan tot capaciteitsreductie. De realiteit is dat het laatste kwartier ( :00 u) van zaterdag 5 februari 2011 qua windproductie in nagenoeg niets verschilt van het eerste kwartier ( u)van zondag 6 februari. Toch zijn, wellicht door de verschillende voorspellingen, enorme verschillen in de beschikbare capaciteit op de interconnecties tussen beide periodes van een kwartier. Figuur 7: Dagen met veel voorspelde wind voor 50hertz en TenneT Germany [MW] 12/14

13 V. SAMENVATTING Voor vrijdag 4 en vooral zaterdag 5 februari beslisten de TSOs van de CWE-regio om de interconnectiecapaciteit drastisch te reduceren op alle grenzen binnen de CWE. De interconnecties met België kenden een reductie van gemiddeld 96%, de interconnecties met Duitsland een gemiddelde reductie van 76% en de grenzen die behoren tot de EMCCmarktkoppeling slechts 18%. De capaciteit op sommige interconnecties werd tot 0 MW herleid. De problemen waren waarschijnlijk te wijten aan een hoge voorspelde windproductie in het noorden van Duitsland. Er stelden zich geen problemen wat netveiligheid betreft op interconnecties met België. Door de drastische capaciteitreductie, kende Belpex DAM hogere prijzen dan normaal. Gemiddeld lagen de prijzen voor 5 februari 9.5 en 9 /MWh hoger dan in Nederland en Frankrijk. Dit betekent dat de kopers op Belpex DAM een hogere prijs betaald hebben (er werd op Belpex voor 5 februari ongeveer MWh verhandeld). Tevens kan deze onverwachte prijsstijging het vertrouwen in de markt aantasten, zeker als dit zich zou herhalen. Er was effectief een hoge voorspelde windproductie voor zaterdag 5 februari (gemiddeld 18.3 GW in de zones Tennet Duitsland en 50 Hertz). De effectieve windproductie lag gemideld 1 GW lager (17.2 GW). In het verleden werd nooit dergelijk niveau (18.3 GW) voorspeld; wel een niveau van 17.2 GW. Een effectieve windproductie van 17.3 GW heeft zich ook reeds voorgedaan (respectievelijk in november en december 2010). Toen werd er op de BE-grenzen geen of zeer weinig capaciteit gereduceerd. 13/14

14 Een belangrijk aspect is de methode van gecoördineerde actie bij capaciteitsreductie. De methode is complex en de CREG zal dit nader bekijken. In ieder geval zijn enkel de interconnecties binnen de CWE-regio bij deze capaciteitsreductie betrokken; de interconnecties van de EMCC hebben geen gelijkaardige reducties ondervonden. Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas : Dominique WOITRIN Directeur François POSSEMIERS Voorzitter van het Directiecomité 14/14