STUDIE (F) CDC-1513

Transcriptie

1 Niet-vertrouwelijk 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-1513 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit monitoringrapport 2015 gemaakt met toepassing van artikel 23, 2, tweede lid, 2 en 19, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. 26 mei 2016

2 INHOUDSOPGAVE VOORAF... 4 EXECUTIVE SUMMARY... 5 WERKING VAN DE GROOTHANDELSMARKT VOOR DE ELEKTRICITEIT... 9 I. Inleiding... 9 II. Elektriciteitsproductie...16 II.1 Types centrales...16 II.2 Productiecapaciteit van de centrales en de geproduceerde energie...29 II.3 Geplande en niet-geplande stilstanden van productie-eenheden (Outages)...35 III. Elektriciteitsafname...40 III.1 Evolutie van het elektriciteitsverbruik...41 III.2 Evolutie van het elektriciteitsverbruik in functie van de weersomstandigheden...46 III.3 Gebruiksprofiel en impact van zonnepanelen...48 III.4 Geïnstalleerd vermogen aan offshore en onshore windenergie...55 IV. Uitwisseling van elektriciteit...62 IV.1 Kortetermijnmarkt...62 IV.1.1 Belpex Dagmarkt (Belpex DAM)...62 IV.1.2 Continue intraday markt (Belpex CIM)...87 IV.2 Langetermijnmarkt...90 IV.2.1 Futures prijzen in vergelijking met de Belpex dagmarkt...90 IV.2.2 Futures prijzen in de CWE-regio...94 IV.2.3 Prijsverschillen van de baseload year-ahead futures op de elektriciteitsmarkt van de CWE-regio...96 V. Interconnecties V.1 Algemeen overzicht V.2 Capaciteit V.2.1 Fysische capaciteit Niet-vertrouwelijk 2/171

3 V.2.2 Commerciële capaciteit V.3 Veiling van langetermijncapaciteit V.3.1 Veiling van jaarcapaciteit V.3.2 Veiling van maandcapaciteit V.4 Gebruik van de interconnectiecapaciteit V.4.1 Fysisch gebruik V.4.2 Commercieel gebruik (nominaties) V.4.3 Fysisch versus commercieel gebruik V.4.4 Impact van de nucleaire capaciteit op de invoer en de STEG s V.4.5 Congestierentes op dagbasis VI. Balancing VII. Conclusies WOORDENLIJST LIJST VAN AFKORTINGEN LIJST VAN VERMELDE WERKEN LIJST VAN FIGUREN LIJST VAN TABELLEN Niet-vertrouwelijk 3/171

4 VOORAF In deze studie onderzoekt de COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in de periode van 1 januari 2015 tot en met 31 december Sinds 2007 realiseert de CREG elk jaar een dergelijke studie. Deze studie beoogt informatie te geven aan alle belanghebbenden over een aantal belangrijke aspecten van de Belgische elektriciteitsmarkt, waaronder de interconnecties met het buitenland, de verhandeling van elektriciteit op de elektriciteitsbeurzen, de productie, het verbruik en de balancing. Er wordt zoveel mogelijk een historiek gegeven van de laatste 9 jaren ( ). Het jaar 2007 wordt nog steeds in deze studie opgenomen omdat dit het jaar is dat voorafgaat aan de financiële en economische crisis(sen) van de onderzoeksperiode. Zo krijgt de lezer een beter inzicht in de evolutie van de groothandelsmarkt voor elektriciteit. Deze studie bestaat uit vijf hoofdstukken: 1. het eerste betreft de elektriciteitsproductie; 2. het tweede richt zich meer specifiek op de elektriciteitsafname; 3. het derde gaat over de verhandeling van elektriciteit op de markten; 4. het vierde analyseert de interconnecties tussen België en de buurlanden; 5. het vijfde en laatste hoofdstuk behandelt de balancing. Een Executive Summary gaat vooraf aan de vijf bovengenoemde hoofdstukken en ze worden gevolgd door een samenvatting. Enkele conclusies worden getrokken aan het einde van deze studie. De lezer vindt aan het einde van het document een verklarende woordenlijst, de belangrijkste gebruikte afkortingen, een lijst van geciteerde werken alsook een overzicht van de afbeeldingen en tabellen in deze studie. Het Directiecomité van de CREG heeft deze studie goedgekeurd op zijn vergadering van 26 mei Niet-vertrouwelijk 4/171

5 EXECUTIVE SUMMARY De studie gaat over de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in Dit is de elektriciteitsmarkt waarop de aan- en verkoop van energie gebeurt vóór de levering aan de eindgebruikers, hetzij particulieren hetzij bedrijven. Met het oog op een beter begrip van de marktontwikkelingen in 2015 wordt in deze studie vaak een langere periode beschouwd die loopt van 2007 tot 2015 en die we de verslagperiode noemen. De balans van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015 kan niet worden opgemaakt zonder rekening te houden met alle 'incidenten' op nucleaire installaties van 2012 tot In dit verband werden in 2014 en 2015 verschillende maatregelen genomen, waaronder de oprichting van een strategische reserve in 2014, waarvan de middelen nog werden versterkt in 2015 en de invoering van een onevenwichtstarief van /MWh als er een structureel tekort ontstaat. I. Productie De totale productie in 2015 in de regelzone van Elia wordt geschat op 54,6 TWh tegenover 59,5 TWh in 2014, hetzij een vermindering van 8,1% in één jaar. Het marktaandeel van Electrabel voor de energie geproduceerd in België bedroeg in ,8%, terwijl het in 2007 nog 86,2% bedroeg. Ondanks deze daling blijft de productiemarkt nog heel sterk geconcentreerd. De kerncentrales hebben 24,8 TWh geproduceerd in 2015 (45,9 TWh in 2007), het laagste niveau van de negen bestudeerde jaren. Sinds 2012 hebben de Belgische kerncentrales herhaaldelijk ernstige problemen gekend. Ondanks deze uitzonderlijke situatie bedraagt het aandeel van de nucleaire productie nog 45,4% als gevolg van meerdere elementen zoals de totale daling van de productie in België en de dalende elektriciteitsafname. De gezamenlijke productie van de gas- en steenkoolcentrales bedraagt 21,0 TWh in 2015, dit is een stijging van 8,4% ten opzichte van Andere energiebronnen hebben voor 16,1% bijgedragen tot de productie van elektriciteit. Niet-vertrouwelijk 5/171

6 II. Elektriciteitsafname De elektriciteitsafname in de Elia-regelzone bedraagt 77,2 TWh in 2015, of ongeveer evenveel als in Hiermee ligt de elektriciteitsafname in 2015 op het laagste niveau van de verslagperiode. In het algemeen stelt de CREG een dalende trend van de elektriciteitsafname vast en vooral van het maximale afgenomen vermogen dat in 2015 nog slechts MW bedraagt. De niet-stuurbare decentrale productie, zoals de productie van zonnepanelen, wordt door de CREG beschouwd als een negatief verbruik. De impact van de productie van zonneenergie op het verbruik wordt steeds belangrijker (3,0 TWh in 2015). In 2015 hebben de 3 offshore windparken samen 2,5 TWh in het transmissienet geïnjecteerd, dit komt overeen met een stijging van 18,5% ten opzichte van Wanneer de totale geschatte onshore en offshore productie worden samengeteld, bedraagt de windenergieproductie 5,0 TWh in 2015, dit is een stijging van 16,8% ten opzichte van III. Uitwisseling van elektriciteit Het jaargemiddelde van de elektriciteitsprijs in de CWE-regio vertoont een divergerende trend, met een prijsstijging in België en Frankrijk, en een daling in Nederland en Duitsland. In 2015 heeft de Belgische biedzone de hoogste prijs in de regio. De onbeschikbaarheid van het nucleaire productiepark kan verklaren dat de day-ahead marktprijs in België gedurende 42% van de tijd divergeert van die van de buurlanden, terwijl dit de voorbije jaren maximaal slechts voor 5% van de tijd was. De marktresiliëntie van de Belpex dagmarkt is sterk gedaald ten opzichte van 2014 en dit vooral door extreme prijspieken geobserveerd in september en oktober Het totale verhandelde volume op de Belpex dagmarkt bereikt opnieuw een record (23,7 TWh) met een stijging van commerciële invoer tot 14 TWh. De totale waarde van verhandelde contracten stijgt ook tot een nieuw record (>1 miljard euro). Smart orders, ingevoerd in februari 2014, vertegenwoordigen een groeiend aandeel van deze contracten: het aangeboden volume via smart orders is groter dan dat aangeboden via block orders. Het verhandelde volume op de intraday markt daalt licht in 2015 tot 642,9 GWh. De gemiddelde elektriciteitsprijs op de langetermijnmarkt ligt hoger naarmate de contractuele periode langer is. Niet-vertrouwelijk 6/171

7 IV. Interconnecties In 2015 bedraagt de gemiddelde commercieel beschikbare interconnectiecapaciteit van de Belgische regelzone MW voor de invoerrichting en MW voor de uitvoerrichting. De commerciële netto-invoer naar België bedraagt in 2015 gemiddeld MW, hetgeen overeenkomt met een totale commerciële netto-invoer van 23,7 TWh doorheen het jaar. Dit is een absoluut record in de beschouwde periode en een toename met maar liefst 25% ten opzichte van 2014, het vorige recordjaar. Net zoals in 2014 werd de onbeschikbaarheid van meerdere nucleaire centrales in 2015 grotendeels opgevangen door bijkomende invoer van elektriciteit. Het lijkt er echter op dat een vermindering in nucleaire productie meer en meer door STEG-centrales wordt gecompenseerd, aangezien de invoer van elektriciteit de fysische limieten van de interconnectiecapaciteiten dichter benaderde. De introductie van het flow-based marktkoppelingssysteem tussen de landen van de CWEregio, op 20 mei 2015, was een belangrijk moment voor het Belgische elektriciteitsnet en de interconnecties met de buurlanden. Vanaf 21 mei valt op dat de beschikbare interconnectiecapaciteit intensiever en efficiënter gebruikt wordt. De congestierentes, die een goede maat vormen voor de prijsconvergentie tussen België en de buurlanden, blijven met 107,9 miljoen op een hoog niveau, ondanks de daling ten opzichte van het recordjaar V. Balancing In 2015 is de totale geactiveerde energie van de reservemiddelen, zonder deelname aan de IGCC (International Grid Control Cooperation), in vergelijking met 2014 licht gestegen tot 0,8 TWh. De secundaire reserve voor het opregel- en afregelvermogen is ongeveer 4% van de tijd verzadigd. De aandelen van de contractuele tertiaire reserves en inter-tso-reserves blijven verwaarloosbaar wat de geactiveerde volumes betreft. De CREG is van mening dat er, wat demand response betreft, nog een groot potentieel is in de Elia-regelzone. Niet-vertrouwelijk 7/171

8 De activatie van onderbreekbare klanten is vrij uitzonderlijk en het afgeschakelde volume per gebeurtenis en het gemiddeld aantal uren per afschakelgebeurtenis is eveneens relatief beperkt. Sinds er in 2012 werd overgeschakeld naar een single marginal price lag de volatiliteit van de tarieven voor positieve en negatieve onevenwichten erg dicht bij elkaar aangezien de waarde van de prikkel sindsdien enkel het verschil bepaalde. Terwijl 2014 werd gekenmerkt door een forse daling van de volatiliteit van de onevenwichtstarieven (een daling die nog groter was dan die van de prijs van de Belpex DAM), zijn de volatiliteiten in 2015 aanzienlijk gestegen tot bijna de waarden van 2013 (voor de onevenwichtstarieven) of zelfs hoger (voor de prijs van de Belpex DAM). Een onevenwichtsprijs van -100 /MWh of minder werd in 2014 minder vaak bereikt dan in 2013 en werd in 2015 minder vaak bereikt dan in De maanden december van 2012 en 2013 zijn erg verrassend, rekening houdend met het feit dat de zonneproductie laag was en dat meerdere perioden tijdens de kerstvakantie vielen (na 21 december). De gegevens van december 2014 en 2015 bevestigen deze trend niet. Dit fenomeen kan gedeeltelijk worden verklaard door de vele onbeschikbaarheden van het Belgische nucleaire park in 2014 en Niet-vertrouwelijk 8/171

9 WERKING VAN DE GROOTHANDELSMARKT VOOR DE ELEKTRICITEIT I. Inleiding a) De Energiemarkt De elektriciteitsmarkt evolueert niet geïsoleerd en er zijn vele parameters die er een impact op hebben. In de periode van 1 januari 2007 tot 31 december 2015 is de "energiewereld" behoorlijk geëvolueerd. Figuur 1 hieronder toont de, soms aanzienlijke, wijzigingen van de prijzen van drie belangrijke soorten energie. 100 /MWh 94 /baril Belpex DAM APX TTF DAM Brent 1 Month Ahead Figuur 1 : Evolutie van de prijzen voor elektriciteit ( /MWh), gas ( /MWh) en aardolie ( /baril) van 2007 tot 2015 Bronnen: Belpex, ICE ENDEX en berekeningen CREG Niet-vertrouwelijk 9/171

10 b) De Belgische elektriciteitsmarkt De CREG heeft bijna alle gegevens 1 van deze studie gekregen van de transmissienetbeheerder (hierna TNB en/of Elia) en van de beurs Belpex; ze heeft deze vervolgens verwerkt door er soms bijkomende informatie aan toe te voegen, met vermelding van de bron van de gegevens en de uitgevoerde berekeningen onderaan de tabellen en de figuren. Deze studie richt zich op de werking en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in De groothandelsmarkt stemt overeen met de elektriciteitsmarkt waarop de in- en verkoop van energie wordt verhandeld alvorens geleverd te worden aan de eindgebruikers: particulieren of bedrijven. Hoewel de over-the countermarkt (OTC-markt) deel uitmaakt van de groothandelsmarkt, werd ze in het kader van deze studie niet onderzocht. Tabel 1 en Figuur 2 hieronder schetsen de Belgische elektriciteitsmarkt. c) Energiebalans van de elektriciteitsmarkt van 2007 tot 2015 De energiebalans van het Elia-net uit Tabel 1 geeft voor de periode van 2007 tot 2015 een samenvatting (GWh) per jaar van: de bruto fysische in- en uitvoerstromen 2 per land; de belasting op het Elia-net en de netverliezen; de injecties in het Elia-net in België door de centrales (inclusief pompcentrales) die erop aangesloten zijn en de netto-injecties vanuit de distributienetwerken en lokale producties (>30kV); de evenwichtsbalans als aan uitvoer - invoer de afname - de netto-injecties worden toegevoegd. Statistische verschillen lijken te ontstaan tussen deze energiebalans en bepaalde cijfers in deze studie, vooral omdat, afhankelijk van het behandelde onderwerp, bepaalde gegevens al dan niet geaggregeerd zijn op een gegeven moment zoals het al dan niet rekening houden met de pompcentrales in de gegevens of de netverliezen. De definitie van de 'belasting van het Elia-net' onderaan de pagina in het hoofdstuk III "Elektriciteitsafname" is een ander voorbeeld hiervan. Voor zover mogelijk zullen alle statistische verschillen onder één en hetzelfde begrip worden gedefinieerd en/of gerechtvaardigd. 1 De meegedeelde gegevens zijn de gegevens die beschikbaar waren op het moment van de publicatie van de studie. Deze gegevens kunnen verschillen van de voorgaande studies omdat deze gegevens soms schattingen zijn, sommige gegevens kunnen zelfs jaren later worden verbeterd. 2 Zie deel V.4 Gebruik van de interconnectiecapaciteit, V.4.1 Fysisch gebruik. Niet-vertrouwelijk 10/171

11 Invoer (GWh) Uitvoer (GWh) Frankrijk Frankrijk Luxemburg Luxemburg Nederland Nederland Totaal Totaal Netto-uitvoer (+) / Netto-invoer (-) (GWh) Afnames - Netto injecties (GWh) Netto injecties (Productie) Afname (Verbr.) Centrales Rechtstreekse afnemers Lokale producties distributie Injecties vanaf de DNB Totaal Totaal Energieverliezen Tabel 1: Energiebalans van het Elia-net van 2007 tot 2015 (GWh) Bron: Elia Niet-vertrouwelijk 11/171

12 Wat de bestudeerde periode betreft, wordt 2015 gekenmerkt door: een netto-invoer die een record bereikte ( GWh), vooral vanuit Nederland (59,0%) en Frankrijk (39,9%); netto-injecties van minder dan 60 TWh ( GWh); een elektriciteitsafname ( GWh) op het laagste niveau, voornamelijk door de daling van de distributie; de elektriciteitsafname van de op het Elia-net aangesloten rechtstreekse afnemers kenden een matige stijging in vergelijking met de twee vorige jaren. Net zoals in 2014 kan de balans van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015 niet worden opgemaakt zonder rekening te houden met de problematiek van het Belgische nucleaire park en het risico op onvrijwillige afschakelingen. In dit verband werden in 2015 verschillende bijkomende maatregelen genomen, waaronder de creatie van een bijkomende strategische reserve 3, de verbetering van het afschakelplan van 2014 om de ineenstorting van het elektriciteitsnet tijdens de winterperiode te voorkomen en de verlenging van de centrales Doel 1 & 2 4. d) Groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2015 Figuur 2 geeft, voor alle werkdagen 5 van het jaar 2015, de evolutie van de daggemiddelden (in MW en C) van: de belasting op het Elia-net (blauwe lijn); de beschikbare commerciële invoercapaciteit (rode lijn) en productiecapaciteit (oranje lijn), samen de maximale capaciteit (gele lijn); de netto fysische invoerstromen (grijze lijn); de elektriciteitsproductie uit kerncentrales (paarse lijn); de equivalente temperatuur 6 (groene stippellijn). 3 Zie paragraaf Het principe van de verlenging van de centrales Doel 1 & 2 werd goedgekeurd door een wet van 28 juni 2015 tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie met het oog op het verzekeren van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie (Belgisch Staatsblad van 6 juli 2015). 5 Zaterdagen, zondagen en feestdagen worden doorgaans gekenmerkt door een lager elektriciteitsverbruik. Om de leesbaarheid van de grafiek te verhogen worden deze dan ook niet opgenomen in Figuur 2. 6 De equivalente dagtemperatuur bekomt men door 60% van de gemiddelde temperatuur van dag D op te tellen bij 30% van de temperatuur van dag D-1 en dit nogmaals op te tellen bij 10% van de temperatuur van dag D-2 (bron: Niet-vertrouwelijk 12/171

13 In tegenstelling tot 2014 bleek de productiecapaciteit (oranje lijn) in 2015 vaak onvoldoende om de vraag te dekken (blauwe lijn) wat onder meer het recordniveau van de import (grijze lijn) verklaart. In 2015 waren de beschikbare productie- en importcapaciteit samen voldoende hoog, zelfs in de maand september toen het aanbod en de vraag dichter bij elkaar lagen De periode tussen eind augustus en de eerste drie weken van september was het meest kritisch voor de bevoorradingszekerheid van het land. Toen had de nucleaire productie niet alleen haar laagste niveau bereikt (1.430 MW op 30/08/2015), maar de invoercapaciteit (rode lijn) was ook aanzienlijk gedaald. De evolutie van de maximumcapaciteit (Belgische productie + invoer) en het elektriciteitsverbruik (respectievelijk gele en blauwe curven) van Figuur 2 toont aan dat de marge doorheen 2015 voldoende was, zelfs tijdens de maand september. Toch was het gemiddelde van 2015 ervan ( MW) gevoelig lager dan dat van 2014 ( MW). In deze periode was de beschikbare commerciële invoercapaciteit lager dan de fysische importstromen in de periode dat vijf kerncentrales gelijktijdig onbeschikbaar waren, enkel Doel 2 en Tihange 3 waren operationeel. Wat het Belgische nucleaire park betreft, dienen verschillende belangrijke gebeurtenissen te worden vermeld. De heropstart van Doel 3 en Tihange 2 werd uitgesteld tot de laatste dagen van het jaar. Doel 1 werd stilgelegd (15 februari) en nadien heropgestart (30 december) evenals Doel 2 (stillegging 23 oktober en heropstart 25 december). Naast deze langdurende gebeurtenissen, kenden Tihange 1, Tihange 3 en Doel 4 nog een reeks incidenten en werd er onderhoud uitgevoerd waardoor ze moesten worden stilgelegd. Het maximale reële productievermogen (4.755 MW) van het nucleaire park werd in 2015 bereikt op 31 december, het moment waarop alle nucleaire centrales, met uitzondering van Doel 3, werkten. In vergelijking met 2014 is de productie van elektriciteit op basis van kernenergie in 2015 nog gedaald met 7,3 TWh en daardoor bedroeg de jaarlijkse productie 24,8 TWh (45,9 TWh in 2011). De paarse curve van Figuur 2 geeft de evolutie weer van de nucleaire productie in Het jaarlijkse gemiddelde vermogen van de nucleaire centrales bedroeg MW in 2015 tegenover MW in In 2015 hebben alle kerncentrales, met uitzondering van Doel 4, minder geproduceerd dan in Niet-vertrouwelijk 13/171

14 De dalende trend van de elektriciteitsproductie door gas- en steenkoolcentrales werd doorbroken, waarschijnlijk door de lagere beschikbaarheid van het nucleaire park en de soms beperkte importcapaciteit van elektriciteit. Het derde windpark in de Noordzee, Northwind, is in mei 2014 volledig operationeel geworden. De windmolens die op het Elia-net zijn aangesloten, bereikten een productiepiek (814 MW) op 23 februari In 2015 kwam de geproduceerde elektriciteit gemiddeld gezien voor 33 % uit kerncentrales, 24 % uit gascentrales en 27 % uit het buitenland (invoer). Op dagen met een hoog elektriciteitsverbruik (bv. 22 januari 2015) daalt het relatieve aandeel van de nucleaire productie en de invoer terwijl de productie uit gascentrales stijgt. Het omgekeerde effect doet zich voor tijdens dagen met een laag elektriciteitsverbruik (bv. 2 augustus 2015). De correlatie tussen de nucleaire productie en de import (negatieve waarden) is de laatste twee jaar minder negatief geworden dan vroeger (zie deel V.4.4). Voor dezelfde periode is de verhouding tussen de nucleaire productie en de STEG's daarentegen negatiever geworden (paragraaf 213), wat zou kunnen betekenen dat de import in sommige perioden van het jaar zijn maximumniveau bijna had bereikt en de STEG's daardoor opnieuw rendabel werden om te produceren. In 2015 was de uurproductie van de STEG's 27,7% van de tijd hoger dan de nucleaire productie. Niet-vertrouwelijk 14/171

15 ,0 MW C 24, * 21,0 18, , * 8.814* 12,0 11,3* , * * 3.960* enkel Doel 2, Doel 3 en Tihange 1 enkel Doel 2 en Tihange 3 6,0 3,0 0,0-3,0-6, ,0 Belasting Geproduceerde nucleaire energie Netto fysieke invoerstromen Beschikbare productiecapaciteit Beschikbare invoercapaciteit Totale beschikbare capaciteit Equivalente dagtemperatuur * jaargemiddelde Figuur 2: Evolutie van het gemiddelde verbruik (blauw), de gecumuleerde capaciteit (geel) van de productie (oranje) en de netto-invoer (rood), de nucleaire productie (paars), de fysische invoerstromen (grijs - negatieve waarde) en de gemiddelde temperatuur (groen - rechteras) in 2015 Bronnen: CREG en Elia Niet-vertrouwelijk 15/171

16 II. Elektriciteitsproductie In dit hoofdstuk worden de productie-eenheden die zich in België bevinden geanalyseerd wat betreft hun capaciteit, het eigenaarschap, het brandstoftype en de geproduceerde energie. Enkel de productiecentrales die op het Elia-net zijn aangesloten (spanning van minstens 30 kv) worden in acht genomen. Ondanks de stijging van de productiecapaciteit op het distributienet en de belangrijke impact van deze installaties op de werking van de markt, is de CREG van mening dat het niet aan te raden is deze productie-installaties op te nemen in dit hoofdstuk. De productiecapaciteit op het distributienet is grotendeels samengesteld uit niet-stuurbare eenheden (windturbines en zonnepanelen) die, bijgevolg, niet reageren op de prijzen van de groothandelsmarkt. Deze productie kan ook worden beschouwd als negatief verbruik. Gezien het steeds groter wordend aandeel van dit negatief verbruik in de afgelopen jaren, heeft de CREG een raming uitgevoerd van de impact van de elektriciteitsproductie door zonnepanelen en door wind in het hoofdstuk 7 over elektriciteitsverbruik. II.1 Types centrales Kerncentrales België beschikt over 7 kernreactoren op twee sites (Doel en Tihange) met eind 2015 een totale theoretische productiecapaciteit van MW. Tabel 2 geeft een overzicht van de 7 centrales en hun maximaal vermogen (Pmax), alsook hun aandeelhouders. 7 Hoofdstuk III.3, bladzijde 48, en hoofdstuk III.4, bladzijde 55. Niet-vertrouwelijk 16/171

17 Nucleair park Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3 Totaal 2015 (MW) ,0% waaronder: Electrabel 100,0% 61,7% 89,8% 89,8% 30,9% 89,8% 89,8% ,9% EDF 10,2% 10,2% 50,0% 10,2% 10,2% ,2% E.ON 0,0% 38,3% 19,1% 350 5,9% Tabel 2: Verdeling van het maximaal vermogen van de kerncentrales onder hun eigenaars (Electrabel en EDF8) en/of de begunstigden van trekkingsrechten waaronder E.ON op 31 december Bron: CREG Electrabel is de evenwichtsverantwoordelijke (ARP) voor de 7 centrales, maar beschikt niet over de totaliteit van de geproduceerde energie. Bovenstaande tabel geeft een overzicht van het aandeelhouderschap van het Belgische nucleaire park. Dit houdt onder meer rekening met de overeenkomst tussen Electrabel en E.ON van begin november 2009 met betrekking tot de trekkingsrechten (drawing rights swap). De vermelde maximale productiecapaciteit van MW is degene die theoretisch beschikbaar is in december Hieruit blijkt dat het aandeel van Electrabel (EBL) in de nucleaire capaciteit is gedaald van 89,06% 10 vóór februari 2009 tot 76,1% op het einde van In de vorige legislatuur werd de beslissing voor het sluiten van de centrales Doel 1 en Doel 2 in 2015 en de verlenging van Tihange 1 tot in 2025 opgenomen in de wet van 31 januari 2003, bij amendement gewijzigd op 18 december 2013, houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie. Deze gewijzigde wet bepaalt het tijdschema voor het afbouwen van kernenergie voor de elektriciteitsproductie en verlengt de levensduur van de centrale van Tihange 1 met tien jaar. De centrales Doel 1 en 2, die in de loop van 2015 dienden te worden gesloten, werden met 10 jaar verlengd door de wet van 28 juni tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie met het oog op het verzekeren van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie. 8 Vrije vertaling: "EDF Belgium bezit 63,5% van de aandelen van EDF Luminus. Deze maatschappij werkt momenteel in een economisch moeilijke context, in een markt met veel concurrentie en dalende energieprijzen. Daarnaast is de toekomst van het nucleaire aandeel van EDF Luminus in Doel 3 en Tihange 2 onzeker als gevolg van de stillegging van die eenheden. Bijgevolg werd een waardevermindering van het aandeel van EDF Luminus ter waarde van 567,8 M opgetekend" (bron jaarverslag (C8) van de jaarrekeningen 2014 die bij de Nationale Bank zijn ingediend). 9 Volgens de Asset Swap Transaction Agreement en de Drawing Rights Swap Transaction Agreement tussen enerzijds Electrabel en anderzijds E.ON. De trekkingsrechten van Doel 1 liepen tot januari 2015 en die van Doel 2 en Tihange 1 liepen respectievelijk tot januari en april Studie van de CREG (F) CDC-1247 van 30 mei 2013, paragraaf Art. 4/2. 1. De eigenaar van de kerncentrales Doel 1 en Doel 2 betaalt tot 15 februari 2025 voor Doel 1 en tot 1 december 2025 voor Doel 2 aan de federale staat een jaarlijkse vaste vergoeding in ruil voor de verlenging van de toelating voor industriële elektriciteitsproductie door splijting van kernbrandstoffen. Niet-vertrouwelijk 17/171

18 MW Onderstaande grafiek toont de ontwikkeling van de nucleaire capaciteit beschikbaar tot 2025 in functie van de opeenvolgende wijzigingen aan de wet van 31 januari Alle kerncentrales zouden dus operationeel zijn tot minstens in : Doel 3 zou op 1 oktober 2022 sluiten en Tihange 2 op 1 februari De 5 andere kerncentrales zouden in de loop van 2025 worden gesloten. In 2026 zou er dus geen enkele kerncentrale meer operationeel zijn. Drie kerncentrales (Doel 1 en 2 en Tihange 1) zullen op hun sluitingsdatum een levensduur van 50 jaar hebben en vier kerncentrales (Doel 3 en 4 en Tihange 2 en 3) een levensduur van 40 jaar % : sluiting Doel3 en Tihange 2 90% 80% : sluiting Doel 1&2 70% 60% : sluiting Tihange 1&3 en Doel4 50% 40% 30% % 10% 0 0% Belgisch nucleair park Electrabel EDF E.ON Electrabel/Totaal (%) Figuur 3: Aandeel van Electrabel in het Belgisch kerncentralepark Bron: CREG Sinds 2012 hebben zich in het Belgische nucleaire park een aantal incidenten voorgedaan met langdurige impact. Deze kunnen worden ondergebracht in twee periodes. De eerste begon in het midden van 2012, wanneer werd aangekondigd dat 2 kerncentrales - Doel 3 op 1 juni 2012 en Tihange 2 op 17 augustus niet beschikbaar zouden zijn voor een langere periode, als gevolg van een mogelijk onveilig reactorvat 13. De kerncentrales werden terug opgestart in juni Onder voorbehoud van de besluiten van de bevoegde rechtbanken naar aanleiding van de beroepen die verschillende partijen die gekant zijn tegen de verlenging van de Belgische kerncentrales, hebben ingesteld. 13 De twee centrales traden opnieuw in werking op respectievelijk 3 en 7 juni Niet-vertrouwelijk 18/171

19 De tweede periode begon op 25 maart 2014, toen Doel 3 en Tihange 2 opnieuw werden stilgelegd, opnieuw wegens een mogelijk onveilig reactorvat. Het is pas eind 2015 dat de twee reactoren opnieuw in werking werden gesteld: Doel 3 op 20 december 2015 en Tihange 2 zes dagen eerder. Op 5 augustus 2014 werd Doel 4 onbeschikbaar wegens een vermoedelijke daad van sabotage. Deze kernreactor werd terug beschikbaar op 19 december De niet-beschikbaarheid van deze centrales heeft zich geuit in een aanzienlijk lagere nucleaire elektriciteitsproductie. Figuur 4 toont, maandelijks, de totale genomineerde productie van de 7 kerncentrales sinds 2007 (TWh). De periode van 2007 tot en met 2013 is samengevoegd in de grijze zone op de figuur. Hierbij werd voor elke maand van deze periode van 7 jaar het minimum en maximum van de gemiddelde totale genomineerde productie van de kerncentrales genomen. De jaren 2014 en 2015 zijn daarentegen afzonderlijk op de figuur weergegeven. Met een productie van 24,8 TWh is 2015 het jaar met de laagste nucleaire productie van de bestudeerde periode. De maandelijkse producties tijdens de eerste 9 maanden van het jaar zijn de laagste die ooit zijn geregistreerd; alleen de producties van de laatste 3 maanden van 2015 zijn een beetje hoger dan de gemiddelde maandproducties van De maandelijkse nucleaire productie daalde tot 1,2 TWh in september 2015 als gevolg van de volledige onbeschikbaarheid van Doel 1, Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en, gedurende bijna 88% van de tijd, van Tihange 1. Niet-vertrouwelijk 19/171

20 5,0 TWh 5,0 4,5 4,0 4,4 4,2 4,0 3,9 4,1 3,8 4,0 4,0 4,0 4,0 4,3 3,9 4,4 4,3 4,4 4,5 4,0 3,5 3,3 3,5 3,5 3,1 3,0 2,5 2,0 2,9 2,8 2,7 2,4 2,9 2,3 2,5 2,1 2,9 2,2 2,1 2,5 2,2 2,8 2,2 2,7 2,1 2,1 2,6 2,2 2,1 2,8 2,7 2,2 3,0 2,5 2,0 1,5 1,7 1,8 1,4 1,6 1,5 1,4 1,0 1,2 1,0 0,5 0,5 0, min max ,0 Figuur 4: Maandelijkse totale genomineerde productie van de 7 centrales per jaar (TWh) Bronnen: Elia, CREG Zoals op de volgende figuur is weergegeven, hebben Doel 3 en Tihange 2 tijdens de voorbije 9 jaar de hoogste onbeschikbaarheidsgraad van de 7 kerncentrales gekend. Tijdens deze periode waren deze 2 centrales gedurende respectievelijk 37,1% en 32,8% van de tijd niet beschikbaar. Doel 2 en Tihange 3 hadden daarentegen een niet-beschikbaarheidsgraad van minder dan 10% van de tijd. Deze onbeschikbaarheden betreffen alle types: gepland voor onderhoud, wegens veiligheid of wettelijke levensduurbeperking en ongepland wegens panne. Niet-vertrouwelijk 20/171

21 % % % % % 50% ,1% 40% ,8% 30% ,4% 15,3% 15,9% 11,9% ,3% 9,5% 20% 10% DOEL 1 DOEL 2 DOEL 3 DOEL 4 TIHANGE 1N TIHANGE 1S TIHANGE 2 TIHANGE 3 0% cumulatief onbeschikbaarheid (%) Figuur 5: Aantal dagen niet-beschikbaarheid van de 7 kerncentrales per jaar Bronnen: Elia en CREG Figuur 6 toont, voor alle dagen van het jaar 2015, de gemiddelde nucleaire productie en de (on)beschikbaarheid 14 van de nucleaire reactoren. Doorheen 2015 bedroeg de gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie uit nucleaire eenheden gemiddeld MW. Dit komt overeen met een totale nucleaire elektriciteitsproductie in 2015 van 24,8 TWh of 47,8% van de theoretisch mogelijke productie. De geïnstalleerde capaciteit bedraagt immers MW. De minimale gemiddelde dagproductie werd genoteerd op 30 augustus 2015 (1.430 MW), wanneer enkel Doel 2 en Tihange 3 beschikbaar waren. Op de laatste dag van 2015, op 31 december, werd het meest nucleaire energie geproduceerd: gemiddeld MW door Doel 1, Doel 2, Doel 4, Tihange 1, Tihange 2 en Tihange 3. Enkel Doel 3 was op dat moment onbeschikbaar. 14 De dagen waar een nucleaire eenheid beschikbaar is, worden aangeduid in het groen. De dagen waar een nucleaire eenheid niet beschikbaar is, worden aangeduid in het rood. Een nucleaire eenheid wordt als onbeschikbaar beschouwd wanneer minder de dagelijkse productie van die eenheid minder dan 20% van de totale capaciteit van diezelfde eenheid bedraagt. Niet-vertrouwelijk 21/171

22 De twee relatieve pieken in de elektriciteitsproductie tijdens de periode augustus september 2015 (i.e. de periode met een minimale nucleaire beschikbaarheid) komen overeen met de terugkeer van Tihange 3 gevolgd door de plotse onbeschikbaarheid van Doel 4 enerzijds en de kortstondige beschikbaarheid van Tihange 1 anderzijds. Op 18 september 2015 werd Tihange 1 omwille van een technisch defect van de stoomgenerator immers opnieuw automatisch stilgelegd nadat de centrale een dag eerder opnieuw was opgestart na onderhoudswerken MW theoretische capaciteit = MW 31/12/2015 maximum = MW gemiddelde = MW /8/2015 minimum = MW Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel -5 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange Nucleaire eenheid onbeschikbaar Nucleaire eenheid beschikbaar Totale nucleaire productie Gemiddelde productie Theoretische capaciteit Figuur 6: Gemiddelde elektriciteitsproductie uit nucleaire centrales per dag doorheen 2015 (zwarte lijn) en (on)beschikbaarheid van nucleaire eenheden (rood / groen) Bronnen: Elia en CREG Pompcentrales België telt 2 sites uitgerust met pompcentrales: Coo met een maximaal productievermogen van MW en het kleinere Plate Taille met een maximaal productievermogen van 141 MW. De eerste centrale staat ter beschikking van Electrabel en de tweede van Lampiris. Het zijn eenheden die elektriciteit produceren uit water dat vooraf wordt opgepompt van een lager naar een hoger gelegen spaarbekken en vervolgens via turbines wordt teruggestort in het lager gelegen spaarbekken. Het volume van de spaarbekkens is beperkt. Daarom is de energie die kan worden geleverd ook beperkt. Als het water wordt opgepompt (vaak 's nachts), verbruikt de eenheid elektriciteit tegen een lage kostprijs. De turbines zijn (vaak) in werking tijdens de piekuren. In 2015 hebben zij GWh geproduceerd, een daling van 5,9% ten opzichte van Dit is de laagste productie sinds Niet-vertrouwelijk 22/171

23 Oorspronkelijk zijn de pompcentrales gebouwd om de veiligheid van het elektriciteitsnet te garanderen met het oog op de komst van de grote nucleaire centrales, naast de economische argumenten. De grootste nucleaire centrales hebben immers een capaciteit van ongeveer MW en een onverwachte uitval van een dergelijke centrale moet door de regelzone van Elia snel kunnen worden opgevangen. Pompcentrales, die binnen een paar minuten van 0 MW naar maximaal vermogen kunnen gestuurd worden, zijn hiervoor zeer geschikt waardoor het evenwicht op het elektriciteitsnet beter kan verzekerd worden. 's Nachts kunnen de pompcentrales elektriciteit (goedkoop) verbruiken om de bekkens opnieuw te vullen; de pompcentrales kunnen ook zorgen voor de nodige flexibiliteit in het verbruik en de productie, bijvoorbeeld in geval van een sterke stijging van het verbruik aan het begin van de dag of in geval van intermitterende productie uit bijvoorbeeld windturbines. Stoom- en Gascentrales (STEG s) In 2015 waren er in de regelzone van Elia 9 STEG-centrales in werking 15, elk met een vermogen van ongeveer 400 MW 16. Een STEG (SToom- En Gascentrale) heeft één of twee gasturbines en een stoomturbine. De gasturbines worden aangedreven door de hete rookgassen die ontstaan door de verbranding van aardgas. Na de aandrijving van de gasturbine wordt de restwarmte uit de rookgassen deels gerecupereerd om stoom te produceren die de stoomturbine aandrijft. De restwarmte maakt het mogelijk om het gemiddelde rendement van een dergelijke centrale te verhogen tot 50-55% en voor de meest recente STEG s kan dit zelfs oplopen tot meer dan 60% (zonder terugwinning van de condensatiewarmte (COW) 17 ). Deze gemiddelde rendementen worden enkel gehaald wanneer de eenheden rond hun maximaal vermogen draaien. Als de centrales aan een lager vermogen moeten produceren, neemt het ogenblikkelijk rendement aanzienlijk af. STEGcentrales zijn relatief flexibele productie-eenheden en worden ook gebruikt in de regelzone van Elia voor de secundaire reserves. Tabel 3 geeft hieronder een overzicht van de 8 grootste STEG-centrales in de regelzone van Elia, met hun productiecapaciteit en hun eigenaarschap. De totale productiecapaciteit van deze centrales is MW. De centrale van Marcinelle (405 MW) is de recentste van de grote 15 De centrale van Vilvoorde (1 januari 2014), voorheen STEG, is in 2014 een gascentrale geworden en maakt deel uit van de strategische reserve, net zoals Seraing (31 oktober 2014) en Twinerg (1 oktober 2015). 16 De regelzone van Elia omvat België en een deel van het Groothertogdom Luxemburg dat een STEGeenheid heeft (Esch-Sur-Alzette). Bijgevolg telt het Belgisch grondgebied slechts 8 STEG- eenheden. 17 De calorische onderwaarde (COW) is de thermische energie die vrijkomt door verbranding van een kilogram brandstof onder de vorm van voelbare warmte, met uitzondering van de verdampingsenergie (latente warmte) van het water aanwezig aan het einde van de reactie. Niet-vertrouwelijk 23/171

24 STEG-centrales en is operationeel sinds In vergelijking met twee jaar geleden, maken drie eenheden (Vilvoorde, Seraing en Esch-Sur-Alzette (Twinerg)), voortaan deel uit van de strategische reserve, waardoor de maximale productiecapaciteit ter beschikking van de markt op het einde van 2014 daalde van tot MW. Tabel 3: De 8 grootste STEG-centrales (+/- 400 MW) van de regelzone van Elia, zonder de drie centrales in de strategische reserve Bron: CREG Sinds 2010 vertoont de elektriciteitsproductie door de STEG-centrales een dalende trend. Deze trend werd onderbroken in het vierde kwartaal van 2014, zoals wordt aangetoond in Figuur 7. Deze figuur geeft per maand de totale genomineerde energie weer (TWh) in dayahead voor de STEG s binnen de regelzone van Elia. De blauwe lijn geeft het gemiddelde minimumvolume aan dat moet worden genomineerd om de secundaire reserves te kunnen voorzien 18 (en dus de must-run) op symmetrische en continue manier 19 van een waarde van 140 MW, binnen de regelzone van Elia. Deze reserve kan zowel opwaarts als neerwaarts worden geactiveerd. De opwaartse activering uit zich in een stijging van het vermogen geïnjecteerd in het Elia-net terwijl de neerwaartse activering zorgt voor een daling van het geïnjecteerd vermogen. Grote STEG's (± 400 MW) in de Elia-regelzone eigenaar eenheid MW Electrabel AMERCOEUR Electrabel DROGENBOS 460 Electrabel HERDERSBRUG 460 Electrabel SAINT-GHISLAIN 350 Electrabel 50% / BASF 50% ZANDVLIET POWER 395 EdF/SPE RINGVAART 357 T-Power T-POWER 422 Enel Marcinelle Energie 405 Totaal Electrabel Totaal EdF/SPE 357 Totaal In de loop der jaren steeg het aantal STEG s die beschikbaar zijn voor de markt van 8 in februari 2009 tot 11 vanaf februari 2012 om vanaf dan terug te dalen tot 8 STEG s in de loop van De periodes waarin een verschillend aantal STEG s actief waren, zijn aangeduid in grijstinten. De figuur toont voor 2015 een omkering van de trend in de negatieve 18 De netwerkgebruiker die een contract tekent voor secundaire reserve stemt ermee in om de reserve bepaald in het contract ter beschikking te stellen van Elia, binnen een termijn van 30 seconden tot 15 minuten na het verzoek van Elia en dit, volgens de startsnelheid van de productie-eenheid of "ramping rate". (bron: Elia). 19 Functie van het aantal uren per maand. Niet-vertrouwelijk 24/171

25 zin, zoals dit de laatste jaren zichtbaar is. In september en oktober 2014 werd een productiepiek waargenomen op het moment dat de nucleaire productie op haar laagste punt was. De toename in 2015 van de elektriciteitsproductie op basis van aardgas tot 17,3 TWh, waarvan 12,2 TWh door de grote STEG's, is het gevolg van de problemen met het Belgische nucleaire park. De eerste 3 maanden van 2015 worden, net als de laatste 4 maanden, gekenmerkt door een maandelijkse productie van meer dan 1 TWh; in de maanden april tot en met augustus 2015 was de maandelijkse productie echter lager dan 1 TWh. 2,50 TWh 2,26 2,00 1,90 1,78 1,50 1,48 1,34 1,00 1,28 1,10 1,08 0,84 0,50 0,49 0,50 0,59 0,00 8 eenheden 9 eenheden 10 eenheden 11 eenheden Totaal R2 (3* ) Poly. (Totaal ) Figuur 7: Totale genomineerde energie in day-ahead van de STEG's in de regelzone van Elia, per maand, alsook een indicatie van het gemiddeld minimum volume dat moet worden genomineerd voor de secundaire reserves (blauwe lijn). Bronnen: Elia, CREG Gezien de minder gunstige economische context voor de gascentrales - de crisis van het Belgische nucleaire park buiten beschouwing gelaten - sinds enkele jaren, hebben verschillende elektriciteitsproducenten ofwel sluitingen van gascentrales aangekondigd ofwel gascentrales uit de markt genomen om ze in de strategische reserve te plaatsen. Om de economische rendabiliteit 20 van een gascentrale te beoordelen wordt de CSS (clean spark spread) gebruikt De volgende grafiek geeft dit weer. 20 komt overeen met de brutomarge of de omzet min de verkoopkosten (gross profit margin = revenue minus cost of goods sold). Niet-vertrouwelijk 25/171

26 De volgende figuur toont welke waarde een ton koolstof op de markten moet bereiken om ervoor te zorgen dat een schonere technologie, namelijk gas, wordt gebruikt in plaats van steenkool 21. De kostprijs van een ton CO 2 waarvoor de clean spark spread (CSS) gelijk is aan de clean dark spread (CDS) wordt weergegeven met de paarse stippellijn (prijs per ton CO 2 wanneer CSS = CDS ( /t). Deze month ahead-prijs vertegenwoordigt de waarde van een ton koolstof waarbij de producent geen keuze moet maken tussen deze twee types centrales om elektriciteit te produceren. Voor 2015 had, op basis van de aangenomen hypothesen 22, deze prijs moeten variëren van 34 tot 52 /t. Uit de figuur blijkt dat de baseload CSS op het einde van 2015 nog steeds beter is dan deze tijdens 2012, 2013 en de eerste helft van 2014, ondanks de terugkeer van het volledige nucleaire productiepark. Dit is te verklaren doordat de gasprijs relatief sterker gedaald is dan de elektriciteitsprijs. Figuur 8: Spreidingen (spreads) tussen de elektriciteitsprijs en de geraamde productiekost van elektriciteit tussen 2009 en 2015 (doorlopende lijnen) en raming van de prijs per ton CO2 wanneer een gasproductieeenheid elektriciteit produceert aan dezelfde kostprijs als een steenkooleenheid (onderbroken lijn). Bronnen: Elia en CREG 21 Studie (F) CDC-1036 van 3 februari 2011 betreffende de analyse van het concept van de spreads (bladzijde 25/32, paragrafen 62 tot en met 68) en Working Paper (Z) CDC-1476 of 13 november 2015 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September De aangenomen hypothesen zijn met name: een rendement van 35% voor een steenkoolcentrale en 50% voor een gascentrale; het aantal uitgestoten ton CO2 als gevolg van de verbranding van een thermische MWh steenkool/aardgas is respectievelijk 0,301 t/co2 en 0,19 t/co2 per verbrande thermische MWh. Niet-vertrouwelijk 26/171

27 MW Verschillende producenten hebben in 2015 centrales gesloten en een aantal bijkomende sluitingen aangekondigd, hetzij tijdelijk, hetzij definitief, zoals getoond in Figuur 9 hieronder. Deze figuur geeft enerzijds de effectieve buitenwerkingstellingen van de elektriciteitscentrales tussen december 2013 en april 2016 weer en anderzijds de aangekondigde buitenwerkingstellingen van mei 2016 tot en met december De stilleggingen voor 2015 vertegenwoordigen 661 MW en voor 2016 zouden ze meer dan MW moeten vertegenwoordigen. De 2 STEG-eenheden die in 2014 buiten werking werden gesteld, werden gecontracteerd in de strategische reserve voor een periode van drie jaar vanaf 1/11/2014. Vier (STEG-) eenheden - goed voor 493 MW - werden in 2015 eveneens buiten werking gesteld. In 2016 zullen er nog 3 bijkomende STEG's (goed voor 672 MW) worden stilgelegd. Het wettelijke kader voor de stilleggingen van Doel 1 en Doel 2, die voorzien waren voor 2015, werd gewijzigd en deze twee centrales, die voor tien jaar werden verlengd, werden eind december terug opgestart. De kernreactoren Tihange 2 en Doel 3, die in 2015 bijna het hele jaar onbeschikbaar waren, werden niet als een buitenwerkingstelling beschouwd. De figuur geeft aan dat er volgend jaar nog een productiecapaciteit van MW zou moeten worden stilgelegd waarvan 560 MW al werd aangekondigd Andere GT STEG Nuc Figuur 9: Effectieve (tot 04/2016) en aangekondigde (vanaf 05/2016) buitenwerkingstellingen Bron: CREG Niet-vertrouwelijk 27/171

28 Tabel 4 hieronder toont, per jaar, de genomineerde energie (TWh) in day-ahead van de STEG-centrales in de regelzone van Elia, de ontwikkeling van de productie uitgedrukt in percent, het gemiddeld aantal STEG s en de gemiddelde productie per STEG. Voor 2015 werd, met gemiddeld 7,8 STEG's, een volume genomineerd van 12,2 TWh, dit wil zeggen een productieniveau van 54,9% van de hoogste productie (2010) in de bestudeerde periode. In 2015 nam de productie toe met 12,4% ten opzichte van Daarom is de gemiddelde genomineerde productie in day-ahead per STEG gedaald van 2,3 TWh in 2007 tot 1,6 TWh in 2015, hetzij een daling van ongeveer 32,9% in 9 jaar. Ten opzichte van 2013 en 2014 is de productie per eenheid echter gestegen van 1,1 TWh naar 1,6 TWh, of een stijging met 45%. (TWh) Totale productie Nominatie Evolutie (%) Gemiddeld aantal STEG's Nominatie/ Eenheid Evolutie (%) ,5 8,0 2, ,4-6,1% 8,2 2,1-7,9% ,0 21,0% 9,0 2,3 9,7% ,1 5,2% 9,1 2,4 4,4% ,4-21,4% 10,7 1,6-33,1% ,3-12,3% 11,0 1,4-15,0% ,5-18,3% 11,0 1,1-18,2% ,8-13,3% 9,7 1,1-1,4% ,2 12,4% 7,8 1,6 38,7% ,4-34,3% 9,4 1,8-32,9% Tabel 4: Gemiddelde genomineerde productie van de STEG s in de Elia-Zone Bronnen: Elia, CREG De strategische reserves Artikel 5 van de wet van 26 maart 2014 tot wijziging van de elektriciteitswet voorzag in de invoering van een mechanisme van strategische reserves 23. De strategische reserve heeft tot doel een bepaald niveau van bevoorradingszekerheid in elektriciteit te garanderen tijdens de winterperiodes. Ze bestaat deels uit productie-eenheden die hun buitenwerkingstelling hebben aangekondigd en deels uit vraagbeheersing. Voor de bepaling van het benodigde volume aan strategische reserve maakt de netbeheerder een probabilistische analyse van de behoefte aan productiecapaciteit om de bij wet vastgelegde waarden voor de LOLE (Loss Of Load Expectation) te halen. Op basis van deze analyse maakt de Algemene Directie Energie een advies over aan de minister die instructie geeft aan Elia om 23 Op 29 april 2015 heeft de Europese Commissie een sectoronderzoek in 11 landen geopend over de mechanismen om de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit te verzekeren. Op 13 april 2016 bracht het tussentijds verslag van het sectoronderzoek over de capaciteitsmechanismen in de elektriciteitssector belangrijke lacunes aan het licht. Niet-vertrouwelijk 28/171

29 een bepaald volume te contracteren. Voor de winterperiode gaf de minister, bij ministerieel besluit van 16 juli 2014, instructie aan Elia om MW te contracteren. Elia contracteerde in 2014 voor de strategische reserve 750 MW productiecapaciteit (485 MW voor de STEG-eenheid van Seraing en 265 MW voor de tot OCGT omgevormde eenheid van Vilvoorde) voor een periode van 3 jaar en bijna 100 MW vraagbeheersing voor een periode van één jaar. Voor de winterperiode gaf een ministerieel besluit van 15 januari 2015 Elia de instructie om vanaf 1 november 2015 een strategische reserve aan te leggen voor een aanvullend volume van MW bovenop de 750 MW die al was gecontracteerd. De kosten voor de implementering van de strategische reserve, met inbegrip van de beheers- en ontwikkelingskosten worden gedekt door een tarifaire toeslag die Elia aan de netgebruikers factureert en waarvan het bedrag door de CREG wordt goedgekeurd 25. II.2 Productiecapaciteit van de centrales en de geproduceerde energie Een evaluatie van zowel de productiecapaciteit van de centrales 26 als de geproduceerde energie - volgens de marktspeler of volgens het type brandstof - wordt hierna weergegeven voor de periode Deze evaluatie bevat vier types van gegevens: - de productiecapaciteit per type brandstof; - de geproduceerde energie per type brandstof; - de productiecapaciteit per marktspeler; - de geproduceerde energie per marktspeler. 24 Elia ontving offertes voor een volume van 1312,8 MW, waarvan slechts 804,8 MW conform het bestek was. Deze 804,8 MW, bestaande uit 358,4 MW vraagreductie en 446,4 MW productie, werden door Elia gecontracteerd voor de winterperiode Zie de Eindbeslissing (B) CDC Aan het begin van dit hoofdstuk werd duidelijk gemaakt dat enkel de eenheden gekoppeld aan het Elia-net werden beschouwd. Dit betekent dat er geen rekening wordt gehouden met de productie op een spanningsniveau lager dan 30kV. De CREG heeft in deze studie dus geen cijfers verwerkt die verband houden met de productiecapaciteit en de geproduceerde energie op deze spanningsniveaus. Er wordt hiervoor verwezen naar de specifieke Studie (F) CDC-1113 van de CREG met betrekking tot de productiecapaciteit in België, die ook de eenheden met een spanning lager dan 30 kv beschouwt. Niet-vertrouwelijk 29/171

30 Productiecapaciteit per brandstoftype. Tabel 5 hieronder toont een schatting van de theoretische productiecapaciteit per type brandstof voor de laatste 9 jaar. De maand december wordt systematisch als referentieperiode beschouwd. Productiecapaciteit (GW) Marktaandeel (%) Brandstoftype Nucleair 5,8 5,8 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 38% 36% 37% 36% 36% 36% 39% 41% 42% Aardgas 5,7 6,5 6,4 6,6 6,7 6,7 5,5 4,6 4,5 37% 40% 40% 40% 41% 41% 37% 32% 32% Pompcentrales 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 9% 9% 9% 8% 8% 9% 9% 10% 10% Steenkool 1,5 1,5 1,5 1,2 1,3 1,0 0,7 0,7 0,7 10% 9% 9% 7% 8% 6% 5% 5% 5% Windenergie 0,0 0,1 0,1 0,3 0,3 0,5 0,7 0,9 0,9 0% 0% 1% 2% 2% 3% 5% 6% 6% Andere hernieuwbare bronnen 0,3 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 4% Andere 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,3 0,2 4% 3% 3% 3% 3% 2% 1% 2% 2% Totaal 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,2 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Tabel 5: Marktaandeel van de productiecapaciteit per brandstoftype Bronnen: Elia, CREG In 2015 vertegenwoordigen de kerncentrales 27 41,8% (41,4% in 2014) van de theoretische productiecapaciteit 28 en de gascentrales 31,9% (32,1% in 2014). Zoals beschreven hierboven hebben de 8 grootste nog in werking zijnde STEG s een productiecapaciteit van 3,3 GW, hetzij meer dan 72,4% van de gascentrales (4,5 GW). Sinds 2008 hadden de gascentrales een grotere productiecapaciteit dan de kerncentrales, maar vanaf 2013 keerde de volgorde om. Kernenergie en aardgas vertegenwoordigen samen 73,7% van de productiecapaciteit aangesloten op het Elia-net. De pompcentrales en de kolencentrales vertegenwoordigen respectievelijk 9,8% en 5,2%. De top vier van de productie-eenheden is dus goed voor meer dan 88,7% van de totale productiecapaciteit. De windenergie heeft een toenemend marktaandeel en bereikt voor de eerste keer een marktaandeel hoger dan 6,2%. De "andere duurzame energie-eenheden" 29, hebben samen een aandeel van 3,52%. De overige eenheden zijn te verwaarlozen, met aandelen van 1,6%. De geproduceerde energie per type brandstof. Tabel 6 toont een schatting van de geproduceerde energie per type brandstof voor de laatste 9 jaar. Het volledige jaar wordt beschouwd. 27 De gegevens met betrekking tot de nucleaire capaciteit in de vier tabellen hierna houden enkel rekening met de Belgische markt voor de bedrijven Electrabel, E.ON en EDF. 28 Doel 3 en Tihange 2 die sinds 25 maart 2014 stilliggen, behoren nog steeds tot het nucleaire park. 29 De energiebronnen van deze eenheden zijn voornamelijk waterkracht en gerecycleerd afval. Niet-vertrouwelijk 30/171

31 Geproduceerde energie (TWh) Marktaandeel (%) Brandstoftype Nucleair 45,9 43,4 45,0 45,7 45,9 38,5 40,6 32,1 24,8 56% 56% 53% 53% 57% 54% 58% 54% 45% Aardgas 25,0 23,0 29,8 30,0 23,5 21,3 17,6 16,3 17,3 30% 30% 35% 35% 29% 30% 25% 27% 32% Steenkool 7,6 6,9 6,4 5,2 4,5 5,1 4,3 3,2 3,7 9% 9% 7% 6% 6% 7% 6% 5% 7% Pompcentrales 1,3 1,3 1,4 1,4 1,2 1,3 1,3 1,2 1,1 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Windenergie 0,0 0,0 0,2 0,3 0,9 1,1 1,8 2,5 2,9 0% 0% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% Andere hernieuwbare bronnen 1,6 1,8 1,8 2,1 2,2 2,3 2,6 2,4 2,7 2% 2% 2% 2% 3% 3% 4% 4% 5% Andere 1,1 1,1 1,0 1,8 1,8 1,9 2,1 2,0 2,1 1% 1% 1% 2% 2% 3% 3% 3% 4% Totaal 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,6 54,6 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Tabel 6: Marktaandelen van de geproduceerde energie per type brandstof Bronnen: Elia, CREG In 2015 hebben de productie-eenheden die zijn aangesloten op het Elia-net 54,6 TWh geproduceerd, hetzij de laagste productie in de 9 bestudeerde jaren. Ten opzichte van 2014 is dit een daling van 4,8 TWh ofwel 8,1% van de productie, opnieuw een daling na een jaar (2014) waarin er al een uitzonderlijke daling was van 10,9 TWh ten opzichte van Deze sterke daling in de productie wordt voornamelijk veroorzaakt door de kerncentrales, die slechts 24,8 TWh hebben geproduceerd, terwijl ze 5 jaar eerder, in 2011, nog 45,9 TWh produceerden. Dit is een daling in de productie van 22,6% in een jaar tijd, met een marktaandeel dat voor het eerst onder de 50% ligt, met name op 45,4%. De productie weergegeven in deze tabel geeft een correcter beeld van de productiesituatie dan de vorige tabel die de productiecapaciteiten vergelijkt, onder meer voor de kerncentrales die langdurig werden stilgelegd. De productie stijgt voor alle andere energiebronnen, met uitzondering van de pompcentrales, die een daling kennen van 5,9%. De elektriciteitsproductie uit aardgas kent een omkering van de dalende trend van de voorbije jaren en behaalt in 2015 in absolute termen 17,3 TWh. In relatieve termen is het aandeel van aardgas goed voor iets minder dan een derde van de totale productie. De steenkoolgestookte centrales 30 produceerden in ,7 TWh, een stijging met 16,7% ten opzichte van Er moet echter worden benadrukt dat de elektriciteitsproductie van de kolencentrales in 2007 nog 7,6 TWh bedroeg. Voor wat de afzonderlijke brandstoftypes betreft, zijn kernenergie (45,4%), aardgas (31,7%) en steenkool (6,8%) samen goed voor 83,9% van de totale in 2015 geproduceerde elektriciteit. In 2007 vertegenwoordigde de top 3 nog 95,0% van de totale geproduceerde elektriciteit. Deze evolutie in 9 jaar komt overeen met een daling van 32,7 TWh, hetzij in relatieve termen een daling van 39,5% van de conventionele productie. 30 De laatste steenkoolcentrale Genk-Langerlo werd eind april 2016 gesloten. Niet-vertrouwelijk 31/171

32 De op maandbasis geproduceerde elektrische energie door de productie-eenheden die zijn aangesloten op het Elia-net, wordt per energiebron weergegeven in Figuur 10. Deze figuur toont dat tijdens de periode , waarin meerdere kerncentrales langdurig werden stilgelegd, het productieverlies niet werd gecompenseerd door de andere nietnucleaire eenheden, maar hoofdzakelijk door import van elektriciteit, zoals aangetoond in het hoofdstuk over interconnecties (zie infra). De STEG s hebben meer geproduceerd tijdens de laatste vier maanden van 2014, die de periode (52 dagen) omvatten waarin vier kerncentrales tegelijkertijd onbeschikbaar waren. In 2015 hebben de aardgaseenheden opnieuw meer elektriciteit geproduceerd en hebben ze het niveau van 2014 overschreden (+1,1 TWh). Het relatief dalende aandeel van de aardgaseenheden tot in 2013, al weergegeven in Tabel 6, wordt ook weergegeven in Figuur 10. Sinds 2013 neemt het relatieve aandeel van aardgas opnieuw toe, zonder echter de niveaus van 2009/2010 te overschrijden. Het stijgend aandeel van windenergie in het geheel van de elektrische productie-eenheden is minder zichtbaar GWh Nucleair Aardgas Steenkool Pompcentrales Windenergie Andere hernieuwbare bronnen Andere Figuur 10: De elektrische energie die maandelijks wordt geproduceerd door de productie-eenheden volgens het type van gebruikte brandstof tussen 2007 en 2015 Bronnen: Elia, CREG De volgende figuur geeft, vanuit een andere invalshoek, een relatieve vergelijking (%) van de in 2015 geproduceerde elektrische energie ten opzichte van de gemiddelde geproduceerde elektrische energie tussen 2007 en 2014 door de productie-eenheden per type gebruikte brandstof. Met uitzondering van steenkool en kernenergie, nemen de relatieve Niet-vertrouwelijk 32/171

33 aandelen van de andere energiebronnen toe. De grootste vooruitgang werd geboekt door windenergie. Andere Andere hernieuwbare Windenergie Pompcentrales Steenkool Aardgas Nucleair 3,9% 2,1% 5,0% 2,7% 5,2% 1,1% 2,0% 1,7% 6,8% 7,0% Geproduceerde energie volgens het type van gebruikte branstof tussen 2015 vs de gemiddelde 2007/ ,7% 30,4% 45,4% 54,9% 0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% 60,0% Figuur 11: Relatieve vergelijking van de in 2015 geproduceerde elektrische energie ten opzichte van de gemiddelde geproduceerde elektrische energie tussen 2007 en 2014 door de productie-eenheden per type gebruikte brandstof (%) Bronnen: Elia en CREG Productiecapaciteit per marktspeler. Tabel 7 toont een schatting van de productiecapaciteit per marktspeler voor de laatste 9 jaar. De maand december van het beschouwde jaar wordt systematisch als referentieperiode beschouwd. Productiecapaciteit (GW) Marktaandeel (%) (GW) Electrabel 13,1 13,6 12,0 11,5 11,2 10,9 9,9 9,4 9,3 85% 85% 74% 70% 68% 67% 66% 66% 65% EDF-Luminus 1,9 2,0 2,3 2,4 2,4 2,3 2,2 1,8 1,7 12% 13% 14% 14% 14% 14% 15% 13% 12% E.ON 0,0 0,0 1,4 1,4 1,4 1,4 1,0 1,0 1,3 0% 0% 8% 8% 8% 8% 7% 7% 9% T-Power 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Enel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 0% 2% 2% 3% 3% 3% Autres (<2%) 0,4 0,4 0,5 0,7 0,7 0,9 1,1 1,3 1,3 3% 3% 3% 4% 4% 6% 7% 9% 9% Total 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,4 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Tabel 7: Marktaandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de productiecapaciteit van elektriciteit Bronnen: Elia, CREG Uit deze tabel blijkt dat de erosie van het marktaandeel van Electrabel sinds 2007 zijn dalende trend in 2015 voortzet; ze daalt van 85,4% in december 2007 tot 64,5% in december 2015, het laagste niveau sinds De erosie van het marktaandeel van Electrabel zet zich na 2011 aan een trager ritme voort dan tussen 2007 en HHI Niet-vertrouwelijk 33/171

34 Ten opzichte van 2014 is absoluut gezien de productiecapaciteit van: Electrabel lichtjes gedaald, waardoor de dalende trend sinds 2008 verder wordt bestendigd; EDF Luminus verder lichtjes afgenomen, waardoor de daling die in 2011 was begonnen, wordt voortgezet. Hoewel de daling van de productiecapaciteit van Electrabel sinds 2008 significant is, is ze verre van voldoende om te kunnen spreken van een volledig competitieve marktstructuur. De Herfindahl-Hirschman Index (HHI), die een maat is van de marktconcentratie, bedraagt, alhoewel een lichte daling ten opzichte van het vorige jaar, nog einde Een markt wordt beschouwd als zeer geconcentreerd vanaf een HHI van Als België een competitieve productiemarkt wil ontwikkelen, lijkt de af te leggen weg nog lang te zijn. De geproduceerde energie per marktspeler. Tabel 8 toont een schatting van de geproduceerde energie per marktspeler voor de laatste 9 jaar. Het volledige jaar wordt beschouwd voor deze evaluatie; als de productie-eenheid van eigenaar verandert in de loop van het jaar, wordt deze verandering eveneens beschouwd. Geproduceerde energie (TWh) Marktaandeel (%) Electrabel 71,2 65,8 69,4 62,4 58,0 49,8 48,9 39,8 35,4 86% 85% 81% 72% 72% 70% 69% 67% 65% EDF-Luminus 9,3 9,4 12,2 12,2 9,3 8,5 8,8 7,8 6,9 11% 12% 14% 14% 12% 12% 13% 13% 13% Eneltrade 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 1,3 1,4 0,7 1,2 0% 0% 0% 0% 0% 2% 2% 1% 2% E.ON 0,0 0,0 1,3 8,8 8,5 7,8 6,9 6,3 4,7 0% 0% 2% 10% 11% 11% 10% 11% 9% Andere (<2%) 2,1 2,2 2,6 3,0 4,3 4,1 4,4 5,0 6,5 3% 3% 3% 3% 5% 6% 6% 8% 12% Totaal 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,6 54,6 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Tabel 8: Aandelen in de groothandelsmarkt van de marktspelers in de geproduceerde energie Bronnen: Elia, CREG De gegevens getuigen, voor het vijfde opeenvolgende jaar, van een daling van de totale productie. Volgens deze gegevens, werd 54,6 TWh geproduceerd in 2015 tegen 59,6 TWh in 2014, hetzij een daling van 8,1% ten opzichte van 2014 en van 36,8% ten opzichte van 2010, het jaar met de hoogste productie van de bestudeerde periode. HHI Electrabel heeft 35,4 TWh geproduceerd in 2015, hetzij 4,3 TWh minder dan in 2014 en 35,8 TWh minder dan in In 2015 bedroeg het marktaandeel van Electrabel 64,8%. Dit is het laagste niveau van de laatste 9 jaar. Eén van de belangrijkste redenen van de daling 31 Om de HHI te berekenen werden de gegevens met betrekking tot de marktkoppelingen zowel voor invoer als voor uitvoer niet opgenomen. De reden hiervoor is dat de CREG niet over deze gegevens beschikt. Niet-vertrouwelijk 34/171

35 van de productie van Electrabel en in de volledige regelzone van Elia is de nietbeschikbaarheid van meerdere kerncentrales. Als deze centrales beschikbaar zouden zijn geweest, zou de aanvullende nucleaire elektriciteitsproductie, bij maximaal vermogen, in 2014 en 2015, ongeveer 14 tot 21 TWh/jaar hoger geweest zijn, waarvan ongeveer 76% voor Electrabel en 20% voor EDF-Luminus. II.3 Geplande en niet-geplande stilstanden van productieeenheden (Outages) Artikel 15 van Verordening (EU) nr. 543/ stelt de publicatieplichten vast betreffende de niet-beschikbaarheid van opwekkingseenheden 33 en productie-eenheden door de TNB's en, indien van toepassing, door de gegevensleveranciers. Deze informatie heeft betrekking op eenheden van minstens 100 MW. Sinds begin 2015 verzamelt het Europese transparantieplatform Entso-E deze informatie. De Belgische gegevens waarover Elia beschikt, zijn ook raadpleegbaar op de website van de TNB 34. De CREG heeft op basis van gegevens die Elia heeft gecommuniceerd 35, een theoretische beschikbaarheidsgraad berekend van alle eenheden die op het Elia-net zijn aangesloten, door de duur tijdens dewelke de eenheid operationeel is te delen door de totale theoretische maximumduur. Deze beschikbaarheidsgraad kan dus theoretisch gezien variëren van 0 tot 100%, maar deze uiterste waarden worden zelden bereikt. Meerdere oorzaken kunnen de variatie in beschikbaarheid van een productie-eenheid verklaren, onder meer: de ouderdom en flexibiliteit van de productie-eenheid; veiligheidsaspecten; wettelijke levensduur van centrales (van nucleaire eenheden); het periodieke onderhoud van de productie-eenheid; 32 Verordening (EU) nr. 543/2013 van de Commissie van 14 juni 2013 betreffende de toezending en publicatie van gegevens inzake de elektriciteitsmarkten en houdende wijziging van bijlage I bij Verordening (EG) nr. 714/2009 van het Europees Parlement en de Raad. 33 Voor wat niet-beschikbaarheden betreft, kan een onderscheid worden gemaakt tussen geplande nietbeschikbaarheden (unavailable planned) en niet-geplande niet-beschikbaarheden (forced outage) de tabellen bevatten de naam van de eenheid, de brandstof, het vermogen voor en na uitdienstname en de datum en het uur waarop de uitdienstname begonnen is, met uitzondering van de productie-eenheden Langerlo 1 & 2 die op Entso-E te vinden zijn ( 35 CIPU-nominatie (bron : Elia). Niet-vertrouwelijk 35/171

36 de defecten van de productie-eenheid; het type productie van de productie-eenheid: basis- of piekproductie, intermitterend en/of prioritair; de afwezigheid van de vraag naar elektriciteit. De volgende Figuur 12 geeft de beschikbaarheden van de productie-eenheden weer volgens de gebruikte brandstof en voor de periode van 2007 tot en met 2015: de meest opvallende ontwikkeling in de theoretische beschikbaarheid is die van de kerncentrales, met name een daling van de theoretische beschikbaarheid van 91,7% in 2007 tot net onder de 50,0% in 2015; het omgekeerde is waar voor windenergie, die in 2015 de hoogste theoretische beschikbaarheidsgraad heeft, met name 100%. Deze vaststelling geldt voor de parken als geheel en niet voor elke afzonderlijke windmolen, want de CREG beschikt nog niet over deze gegevens. 100% 80% 60% 100% 100% 95% 96% 90% 92% 88% 90% 88% 86% 87% 84% 83% 77% 77% 70% 70% 76% 80% 74% 78% 63% 78% 50% 40% 20% 0% Steenkool Aardgas Nucleair Andere Andere hernieuwbare bronnen Pompcentrales Windenergie Figuur 12: Beschikbaarheid (%) van de elektriciteitsproductiecentrales per type brandstof van 2007 tot en met 2015 Bronnen: CREG en Elia In de volgende Tabel 9 heeft de CREG voor elk jaar en per brandstoftype de verhouding bepaald tussen de geproduceerde energie en de theoretische maximumproductie, ofwel het maximumvermogen van de eenheden vermenigvuldigd met het aantal uren per jaar, om een vergelijking te kunnen maken met de verhouding tussen de geproduceerde energie en de maximaal beschikbare productie. Zo heeft het gehele nucleaire park in 2015 gemiddeld Niet-vertrouwelijk 36/171

37 47,8% van de totale theoretische productie geproduceerd en de beschikbare eenheden hebben aan 95,7% van hun maximumvermogen gewerkt. Deze resultaten zijn opgenomen in onderstaande figuur, die uitgaat van een beschikbaarheid van deze centrales van 50,0% (47,8%/95,7%) (zie Tabel 9). De beschikbare steenkooleenheden hebben aan 73,2% van hun maximumvermogen gewerkt, d.i. het hoogste niveau van de laatste 9 jaar, en de aardgaseenheden aan net geen 42,7%, hoger dan in , maar een stuk onder de percentages van de jaren daarvoor. De windturbines op hun beurt, hebben in 2015 het hoogste niveau van de bestudeerde periode behaald E/PmaxT Steenkool 51,9% 47,2% 47,0% 44,1% 40,2% 51,7% 50,8% 49,1% 57,4% E/PmaxA Steenkool 59,3% 61,4% 56,3% 55,1% 46,4% 57,8% 68,6% 55,3% 73,2% E/PmaxT Gas 50,6% 44,8% 53,3% 54,3% 38,9% 36,2% 30,9% 32,8% 37,2% E/PmaxA Gas 57,7% 55,0% 61,7% 61,3% 50,6% 42,3% 36,5% 36,5% 42,7% E/PmaxT Nucleair 88,3% 83,3% 86,6% 88,1% 88,5% 73,9% 78,3% 61,8% 47,8% E/PmaxA Nucleair 96,3% 96,8% 97,9% 97,9% 97,8% 97,7% 98,3% 98,4% 95,7% E/PmaxT Andere 17,8% 17,3% 15,1% 20,3% 21,7% 33,5% 40,2% 41,8% 44,9% E/PmaxA Andere 19,6% 19,2% 18,1% 28,9% 30,9% 38,8% 40,5% 45,8% 47,8% E/PmaxT Andere hernieuwbare bronnen 51,4% 54,3% 50,6% 55,5% 54,0% 56,4% 59,5% 55,3% 62,6% E/PmaxA Andere hernieuwbare bronnen 54,1% 55,3% 53,0% 57,1% 57,7% 67,8% 73,5% 70,6% 75,5% E/PmaxT Pompcentrales 10,6% 11,1% 11,8% 11,1% 10,1% 10,6% 10,9% 9,7% 9,0% E/PmaxA Pompcentrales 12,6% 13,2% 14,4% 12,6% 12,6% 12,2% 12,1% 10,3% 9,4% E/PmaxT Windenergie 17,8% 12,0% 18,3% 20,6% 36,0% 24,5% 26,8% 32,3% 39,8% E/PmaxA Windenergie 17,8% 12,0% 18,7% 23,3% 36,1% 25,1% 27,1% 32,3% 39,8% Tabel 9: Het relatieve aandeel (%) van de geproduceerde energie (E) ten opzichte van de theoretische maximumproductie (PmaxT) en de beschikbare maximumproductie (PmaxA) Bronnen: Elia, CREG De nucleaire problematiek heeft sinds 2012 een sterke invloed op de Belgische elektriciteitssituatie. Op de volgende figuur kan gemakkelijker een algemeen beeld worden gevormd van de omvang van de niet-beschikbaarheden van de kerncentrales. Tussen 2007 en 2011 varieerde de totale niet-beschikbaarheid van 8,3% (2007) tot 13,9% (2008), waarbij de niet-geplande stilstanden (forced outages) schommelden tussen 1,5% (2011) en 3,5% (2008). Na 2012 is de situatie gevoelig verslechterd, met niet-beschikbaarheidsgraden van 20,3% (2013) tot 50,0% (2015) en niet-geplande stilstanden tot zelfs 29,5% (2014). De grote variatie in de niet-geplande stilstanden de laatste 2 jaar is het gevolg van het feit dat, op basis van de gegevens die de CREG ontvangen heeft, de stilstanden van Doel 3 en Tihange 2 in 2014 werden beschouwd als forced outages, terwijl ze in 2015, gezien de duur van hun nietbeschikbaarheid over twee boekjaren, werden geboekt als geplande stilstanden. Niet-vertrouwelijk 37/171

38 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% PMax beschikbaar Pmax geplande onbeschikbaarheid PMax niet-geplande stop Figuur 13: Beschikbaarheid van het vermogen van de kerncentrales (%), met onderscheid tussen de geplande nietbeschikbaarheden (planned unavailable) en de niet-geplande niet-beschikbaarheden (forced outages) van 2007 tot en met 2015 Bronnen: CREG en Elia De radarfiguur hierna geeft, vanuit een andere invalshoek, een samenvatting van de nucleaire problematiek voor de tot hiertoe moeilijkste periode van het Belgische nucleaire park. De figuur geeft per kerncentrale het totale aantal geplande (PU) of niet-geplande (FO) 36 onbeschikbaarheidsdagen weer. In 2015 lagen drie centrales bijna het hele jaar stil, wat nog nooit eerder is gebeurd. Het aantal stilstanden neemt sinds 2012 geleidelijk toe, met uitzondering van 2013, om in 2015 een maximum te bereiken. 36 PU = planned unavailability en FO = forced outage Niet-vertrouwelijk 38/171

39 TIHANGE 3 (1.046 MW) DOEL 1 (433 MW) DOEL 2 (433 MW) TIHANGE 2 (1.008 MW) DOEL 3 (1.006 MW) Tihange 1N (481 MW) DOEL 4 (1,038 MW) Tihange 1S (481 MW) Figuur 14: Totale aantal onbeschikbaarheidsdagen van kerncentrales tussen 2012 en 2015 Bronnen: CREG en Elia Niet-vertrouwelijk 39/171

40 III. Elektriciteitsafname Dit hoofdstuk analyseert de elektriciteitsafname (of de belasting van het netwerk) in de regelzone van Elia 37 op basis van de elektriciteitsafnamegegevens van de transmissienetbeheerder. Dit betekent niet dat het volledige elektriciteitsverbruik in België 38 wordt gemeten, maar deze aanpak geeft wel een goed beeld van de werking van de markt. 37 De belasting van het Elia-net is een berekening gebaseerd op de injecties van elektrische energie in het Elia-net. Ze omvat de nettoproductie van de (lokale) centrales die injecteren aan een spanning van minstens 30 kv en de balans van de invoer en uitvoer. De productie-installaties die aangesloten zijn op een spanning van minder dan 30kV in de distributienetten, worden enkel meegerekend voor zover een netto-injectie op het Elia-net wordt gemeten. De energie die nodig is voor het oppompen van water in de opslagbassins van de pompcentrales aangesloten op het Elia-net, wordt afgetrokken. De injecties van de decentrale productie-eenheden aangesloten op een spanning lager dan 30 kv in de distributienetten zijn niet opgenomen in de belasting van het Elia-net. Het Elia-net omvat de netten op een spanning van minstens 30 kv in België, alsook het net van Sotel/Twinerg in het zuiden van het Groothertogdom Luxemburg (bron: Elia). 38 Synergrid deelt schattingen over het elektriciteitsverbruik in België mee. Het bedraagt 81,5 TWh in 2015 tegenover 80,4 TWh in 2014, hetzij een stijging van 1,4%: enerzijds stemt het verbruik van de afnemers die rechtstreeks op het Elia-net zijn aangesloten (48,1 TWh) overeen met het laagste afnameniveau van de verslagperiode. Dankzij de productieeenheden die rechtstreeks op het net van de DNB's zijn aangesloten is het totale nettoverbruik van deze klanten (54,2 TWh 1 ) licht gestegen in vergelijking met 2014 (+1,1%). Dit is onder andere het gevolg van het feit dat de temperaturen minder zacht waren dan het jaar ervoor; anderzijds is het verbruiksniveau van de grote afnemers die op het net van Elia zijn aangesloten (27,3 TWh), autoproductie inbegrepen 2, in vergelijking met 2014 voor het tweede jaar op rij gestegen (+1,9% in 2015). 1 Ramingen van productie en autoproductie: 8,5 TWh in 2015 tegenover 7,1 TWh in Ramingen: 9,5 TWh in 2015 tegenover 8,2 TWh in Bron: Synergrid ( ( ELECTRICITE.pdf). Niet-vertrouwelijk 40/171

41 100% 11,7% 1,3% 1,7% 3,3% 80% 60% 57,8% 60,0% 40% 20% 16,5% 35,0% 0,6% 12,1% 0% Productie en Invoer Afname en Uitvoer Invoer Frankrijk Invoer Luxemburg Invoer Nederland centrales productie Lokale producties Injecties vanaf de DNB Rechtstreekse afnemers DNB afnemers Uitvoer Energieverliezen Figuur 15: Wie verbruikt de elektriciteit afkomstig van producenten en netto-invoer in 2015 Bronnen: Elia, CREG III.1 Evolutie van het elektriciteitsverbruik De geproduceerde elektriciteit die door het Elia-net 39 stroomt bedroeg 77,2 TWh in 2015, d.w.z. eenzelfde niveau als dat van 2014, en een van de laagste niveaus van de verslagperiode. Deze vaststelling wordt geïllustreerd in Figuur 16 door de evolutie van de belastingduurcurves. Deze grafiek toont het elektriciteitsverbruik voor de laatste 9 jaar. Elk kwartier van het jaar wordt gerangschikt in aflopende volgorde, van het kwartier met het hoogste verbruik tot het kwartier met het laagste verbruik. Op de X-as worden, per kwartier, de uur die een jaar bevat uitgezet en op de Y-as de verbruiksvermogens uitgedrukt in MW. Gemiddeld was het maximaal afgenomen vermogen in de loop van de jaren iets hoger dan MW. Het jaar 2007 vertoonde met MW het hoogste piekverbruik per kwartier. In 2014 en 2015 werden het laagste piekverbruiken behaald met een maximaal vermogen van MW in 2014 en MW in 2015, hetzij een verschil van MW ten opzichte van Om de piek te beleveren, moeten aanzienlijke middelen worden 39 De verschillen tussen de ramingen van het elektriciteitsverbruik van Synergrid en Elia worden hoofdzakelijk veroorzaakt door het feit dat er bij de opname van de elektriciteit die enkel door het Elianet stroomt geen rekening wordt gehouden met de op de DNB's aangesloten productie en de netverliezen van de DNB's (zie eveneens voetnoot 38). 40 In 2008 en 2012 zijn er 24 uur extra omdat dit twee schrikkeljaren zijn. Niet-vertrouwelijk 41/171

42 aangewend of moet elektriciteit worden ingevoerd tijdens zeer korte discontinue periodes, hetzij gemiddeld - voor de bestudeerde periode - ongeveer MW (1.594 MW in 2015) gedurende 400 uur (4,6% van de tijd), waarvan ongeveer MW gedurende 100 uur of ongeveer MW gedurende 200 uur MW , uren uren 100 uren 5,529 1/4 uur Figuur 16: De monotonen van het elektriciteitsverbruik van 2007 tot 2015 in de regelzone van Elia Bronnen: Elia, CREG Het gemiddelde afgenomen vermogen tussen 2007 en 2015 bedraagt ongeveer MW (8.802 MW in 2015). Voor dezelfde periode kan de gemiddelde baseload worden geschat op iets minder dan MW gedurende de uur van het jaar. Tabel 10 toont de totale elektriciteitsafname voor 2007 tot 2015, evenals de maximale en minimale vermogens gevraagd in de loop van deze jaren. In 2015 bedroeg het totale elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia 77,2 TWh, d.w.z. eenzelfde niveau als in Dit is, samen met het verbruik van 2014, het laagste verbruik van de laatste 9 jaar. Deze daling is een gevolg van de economische situatie, de technische evoluties voor een efficiënter energiegebruik en het toenemende belang van decentrale productie, zoals de energie geproduceerd door zonnepanelen of windturbines. Deel III.3 (paragrafen 57 en volgende) licht deze evolutie nader toe. Niet-vertrouwelijk 42/171

43 Verbruik Totaal (TWh) 88,6 87,8 81,6 86,5 83,3 81,7 80,5 77,2 77,2 Maximaal gevraagd vermogen (MW) Minimaal gevraagd vermogen (MW) Baseload (TWh) 55,9 55,6 51,6 55,0 54,6 51,3 51,9 51,6 48,4 % baseload 63% 63% 63% 64% 66% 63% 64% 67% 63% Tabel 10: Verbruik (TWh) en gevraagd vermogen (MW) van 2007 en 2015 Bronnen: Elia, CREG Het maximale gevraagde vermogen bedraagt MW in 2015, het laagste niveau voor de bestudeerde periode. De minimale elektriciteitsafname in 2015 bedraagt MW, eveneens het laagste niveau van de bestudeerde periode. Dit betekent een baseload van 48,4 TWh of 62,7 % van het totale verbruik, het laagste niveau van de laatste 9 jaar, maar min of meer in lijn met de voorgaande jaren. Figuur 17 toont de evolutie van het jaarlijks gemiddelde en maximale elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia alsmede hun trendlijn. Hieruit blijkt dat het gemiddeld afgenomen elektriciteitsvermogen sinds 2007 jaarlijks met ongeveer 1,6% daalt. Belangrijker nog is de verdere gemiddelde daling tussen 2007 en 2015 van 1,4%/jaar van het maximaal afgenomen elektriciteitsvermogen. Het maximaal afgenomen vermogen in 2015 is het laagste van de 9 geanalyseerde jaren. Deze daling zet zich door ondanks het feit dat de weersomstandigheden van 2014 (met slechts graaddagen 41 in 2014) zich in 2015 niet hebben herhaald. In 2015 werden graaddagen vastgesteld, hetzij 8,2% lager dan de normale graaddagen, maar gevoelig hoger dan in Bron: Niet-vertrouwelijk 43/171

44 MW y = -140,23x R² = 0, y = -159,64x R² = 0, Maximum Gemiddeld Lineair (maximum) Lineair (gemiddeld) Figuur 17: Evolutie van het gemiddelde en maximale elektriciteitsvermogen (MW) in de regelzone van Elia en trendlijnen voor de periode Bronnen: Elia en CREG Figuur 18 toont op meer gedetailleerde wijze de evolutie van de afgenomen elektriciteitsvermogens in de regelzone van Elia voor de laatste 9 jaar. Er worden vier niveaus weergegeven: - het hoogste (blauwe lijn "maxcap"); uur na het hoogste niveau (rode lijn "Cap@hr100"); uur na het hoogste niveau (groene lijn "Cap@hr200"); uur na het hoogste niveau (paarse lijn "Cap@hr400"). Tot 2014 werd bij alle niveaus een steeds verder dalende trend waargenomen. Het blijkt dat hoe lager het afgenomen vermogen ligt, hoe sterker de dalende trend toeneemt. Hoe meer de negatieve trend toeneemt en hoe minder sterk de schommelingen rondom de trend zijn, hoe hoger het voorspellend vermogen (R²). De daling van het afgenomen elektriciteitsvermogen bij het 100 ste uur wordt geschat op gemiddeld 1,2% per jaar. In 2015 is er een kleine onderbreking in de dalende trend. De daling van het afgenomen elektriciteitsvermogen bij het 100 ste uur wordt echter geschat op gemiddeld 1,4% per jaar. Niet-vertrouwelijk 44/171

45 Het jaarlijkse verschil tussen het hoogste afgenomen vermogen ("maxcap") en dat bij uur 100 varieert tussen 900 en MW. Anders gezegd: dit betekent dat enkel bij minder dan 100 uur een aanvullend vermogen van +/ MW noodzakelijk is om te voldoen aan de vraag. Voor de 100 volgende uren worden iets meer dan 200 MW toegevoegd. Voor de 400 uur hetzij 4,6% van de tijd, moet gemiddeld worden gerekend op MW, hetzij 12,0% van de piek (12,6% voor 2015) MW y = -159,04x R² = 0, y = -140,23x R² = 0, y = -135,05x R² = 0, y = -145,29x R² = 0, MaxCap Cap@u100 Cap@u200 Cap@u400 Lineair (MaxCap) Lineair (Cap@u100) Lineair (Cap@u200) Lineair (Cap@u400) Figuur 18: Evolutie van de verbruiksniveaus gerangschikt binnen de Elia-zone (MW) voor (voor het hoogste ¼ uur, uur 100, uur 200 en uur 400), alsook hun trendlijn Bronnen: Elia en CREG De hierboven aangehaalde cijfers werden niet gewogen om rekening te houden met de temperatuur en de lokale productie. Voor het verbruik op het moment van de piek werd door de CREG een grotere prijselasticiteit waargenomen wanneer grote consumenten hun verbruik verminderen op het moment dat de prijzen hoog zijn. De CREG vraagt zich af in welke mate de hierboven vastgestelde evoluties al dan niet structureel zijn, te wijten zijn aan de conjunctuur, de weersomstandigheden (niet vastgesteld in 2015 in vergelijking met 2014) of andere redenen. Anders geformuleerd: zal de neerwaartse trend van het maximale en gemiddelde verbruik zich doorzetten, bijvoorbeeld door economische groei? Om met meer zekerheid een antwoord te kunnen geven op deze vraag, zal een diepgaande analyse nodig zijn. Een dergelijke analyse valt echter buiten het bestek van dit monitoringrapport. Niet-vertrouwelijk 45/171

46 III.2 Evolutie van het elektriciteitsverbruik in functie van de weersomstandigheden Het elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia tussen en 2015, dat in Figuur 19 is opgenomen, wordt hier op maandelijkse basis weergegeven. De vorm van de curven geeft reeds een belangrijke indicatie van de seizoenseffecten op het elektriciteitsverbruik. In de wintermaanden ligt het gemiddelde elektriciteitsverbruik gevoelig hoger (tot MW) dan in de zomermaanden MWh/uur min. curve max. curve Figuur 19: Maandelijks gemiddeld verbruik in de regelzone van Elia tussen 2007 en 2015 Bronnen: Elia en CREG Aangezien Figuur 19 geen rekening houdt met de temperatuursinvloed, is het relevant de impact hiervan op het elektriciteitsverbruik te beschrijven. Het elektriciteitsverbruik evolueert immers niet uitsluitend in functie van de seizoenen, maar eveneens in functie van meer plaatselijke en tijdelijke weersomstandigheden zoals hittegolven en zeer koude periodes. Hiertoe wordt, in Figuur 20, een lineaire relatie beschreven tussen de equivalente dagtemperatuur 43 en vier gegevensreeksen: 42 De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft er voor elke maand van de zeven jaar het laagste en hoogste gemiddelde van het maandelijkse verbruik in de regelzone van Elia. De jaren 2014 en 2015 worden afzonderlijk weergegeven in de figuur. 43 De equivalente dagtemperatuur bekomt men door 60% van de gemiddelde temperatuur van dag D op te tellen bij 30% van de temperatuur van dag D-1 en dit nogmaals op te tellen bij 10% van de temperatuur van dag D-2 (bron: Niet-vertrouwelijk 46/171

47 1. de belasting van het Elia-net (blauw); 2. de totale elektriciteitsvraag (oranje): dit omvat, bovenop de belasting van het Elia-net, de injectie van PV- en windinstallaties op het distributienet (<30 kv). Het is aldus een betere weerspiegeling van de volledige vraag naar elektriciteit in de regelzone van Elia; 3. de belasting van het distributienet (groen): de som van de belasting van alle netten die worden uitgebaat door de distributienetbeheerders; 4. de belasting van het transmissienet (geel): het verschil tussen de belasting van het Elia-net en de belasting van de onderliggende distributienetten; De lineaire regressie wordt enkel uitgevoerd op weekdagen. Immers, tijdens weekend- en feestdagen wordt doorgaans een lager elektriciteitsverbruik waargenomen. Dit is het gevolg van een algemeen verminderde (economische) activiteit ten opzichte van weekdagen. Bovendien worden dagen met een gemiddelde equivalente temperatuur hoger dan 16 C niet in beschouwing genomen (licht gekleurde datapunten in de bovenstaande figuur). Zoals duidelijk te zien is in de figuur, verdwijnt de lineaire relatie immers boven die grens. Intuïtief kan worden gesteld dat vanaf de temperatuur onder 16 C daalt, men meer elektriciteit begint te verbruiken voor verwarmingsdoeleinden. Uit Figuur 20 blijkt dat, bij een daling van de equivalente dagtemperatuur met 1 C, de totale vraag naar elektriciteit stijgt met 160 MW. De belasting van het Elia-net stijgt daarentegen maar met 145 MW. Intuïtief kan worden verwacht dat een deel van een stijging (of daling) van de temperatuur gepaard gaat met beter weer en dus een stijging van de productie uit fotovoltaïsche panelen. Dit heeft een neerwaartse invloed op de belasting van het net (bij gelijkblijvende elektriciteitsvraag). Dit verklaart de lagere temperatuursgevoeligheid van de belasting van het Elia-net ten opzichte van de totale elektriciteitssvraag. Van de stijging van 145 MW per graad Celcius wordt 133 MW op distributieniveau waargenomen. De belasting van het transmissienet stijgt ook bij een daling van de temperatuur, zij het maar met 14 MW/ C. De verklaringskracht van de regressies is relatief hoog voor de belasting van het volledige Elia- en distributienet en voor de totale elektriciteitsvraag (de R² schommelt rond 0,66). Op transmissieniveau is deze lineaire regressie weinig verklarend (R² = 0,08). Hier is dus, nog meer dan op distributieniveau, de belasting van het net te verklaren door andere factoren dan de equivalente dagtemperatuur. Niet-vertrouwelijk 47/171

48 MW 16 C y = -159,72x R² = 0,6612 y = -145,48x R² = 0,6671 y = -133,35x ,1 R² = 0,6698 y = -13,884x ,4 R² = 0,0775 Teq ( C) Totale elektriciteitsvraag Belasting Elia-net Belasting transmissienet Belasting distributienet Figuur 20: Invloed van de equivalente dagtemperatuur (Teq, horizontale as, in C) op het totale elektriciteitsverbruik (oranje) en de belasting van het Elia-net (blauw), opgesplitst in transmissie (geel) en distributie (groen) voor alle werkdagen van het jaar 2015 Bron: CREG III.3 Gebruiksprofiel en impact van zonnepanelen Figuur 21 toont de evolutie van het gemiddelde afgenomen vermogen per kwartier in de regelzone van Elia voor de jaren 2007 tot Deze figuur toont de progressieve en continue daling van het verbruik voor de jaren 2009 (groene lijn), 2012 (oranje lijn), 2013 (zwarte lijn) en vooral 2014 (rood-oranje lijn) en 2015 (groene stippellijn). Het profiel van de jaren 2014 en beide jaren lijken sterk op elkaar - bevestigt de progressieve daling van het gevraagde vermogen tijdens de dagperiode en in mindere mate tijdens de nachtperiode. De piek op het einde van de voormiddag is sinds 2013 verdwenen. De productie door zonnepanelen heeft zonder twijfel bijgedragen tot het verdwijnen van de middagpiek. Het laagste verbruik van de dag tijdens de nachtperiode werd daarentegen nog dieper en bereikt MW net voor 4:00 uur, wat in 2015 wordt bevestigd met een vrijwel identiek niveau (7.547 MW). Niet-vertrouwelijk 48/171

49 MW Figuur 21: Gemiddeld elektriciteitsverbruik per kwartier in de Elia-zone voor 2007 tot 2015 (MW) Bronnen: Elia en CREG Figuur 21 toont niet alleen dat het elektriciteitsverbruik op de middag in 2014 en 2015 gedaald is ten opzichte van de voorgaande jaren, maar ook dat de daling minder uitgesproken is tijdens de daluren. De variabiliteit van het elektriciteitsverbruik doorheen de dag blijkt dus af te nemen. Deze waarnemingen worden bevestigd door Figuur 22 die de gemiddelde variabiliteit toont doorheen de dag, gemeten met behulp van de standaardafwijking ("Av D- Stdev" blauwe lijn) alsook de standaardafwijking van het verschil in elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende dagen ("StdDev of DvD-1" rode lijn). Figuur 22 toont op de rechteras ook de standaardafwijking van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren ("Stdev of QtoQ right axis" groene lijn). Deze laatste statistieken dalen eveneens, maar in mindere mate, tot in Vanaf 2013 wordt de daling sterker. Hieruit volgt dat de variabiliteit van de vraag naar elektriciteit niet alleen vermindert tijdens de dag maar ook tussen twee opeenvolgende kwartieren. Wat betreft de variabiliteit tussen twee opeenvolgende dagen, daalde de variabiliteit in 2015 tot het laagste niveau van de 9 bestudeerde jaren. Niet-vertrouwelijk 49/171

50 1.000 MW MW Av D-Stdev StdDev of D-D-1 StDev of QtoQ - right axis 110 Figuur 22: Jaarlijkse gemiddelde variabiliteit van het elektriciteitsverbruik voor één dag ("Av D-Stdev" blauwe lijn), het verschil tussen twee opeenvolgende dagen ("StdDev of DvD-1" rode lijn) en, op de rechteras, het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren ("Stdev of QtoQ" groene lijn) (MW). De linkse en rechtse Y-assen beginnen respectievelijk bij 600 MW en 110 MW. Bronnen: Elia, CREG Een daling van de variabiliteit van het gevraagde elektriciteitsvermogen betekent niet noodzakelijk een lagere behoefte aan flexibiliteit. Variabiliteit is immers niet hetzelfde als onvoorspelbaarheid. Zoals beschreven in hoofdstuk zes over de balancing, moest de transmissienetbeheerder tot in 2012 elk jaar meer middelen aanwenden om het evenwicht te behouden, ondanks de hierboven vastgestelde (lichte) daling van de variabiliteit in de vraag naar elektriciteit. Sinds 2013 wordt echter een daling van de nodige middelen voor het behoud van het evenwicht vastgesteld. Impact van de productie van zonne-energie Tot einde 2012 beschikte de CREG niet over gedetailleerde gegevens in verband met de decentrale productie van zonne-energie. Om dit te verhelpen, werd voor Vlaanderen een schatting gemaakt op basis van de volledige toekenning van groencertificaten per maand en op basis van de beschikbare gegevens over de productie van zonne-energie in Duitsland. Concreet werd de uurproductie in Vlaanderen als volgt bepaald: de totale maandelijkse productie aan zonne-energie in de regelzone van TenneT-Duitsland werd vergeleken met die in Vlaanderen (op basis van het aantal toegekende certificaten). Vervolgens werd de Duitse Niet-vertrouwelijk 50/171

51 productie van zonne-energie gewogen op basis van deze vergelijking om een schatting te verkrijgen van de Belgische productie. Voor de jaren 2013 en 2015 beschikt de CREG over de gegevens van de transmissienetbeheerder. De volgens de hierboven uitgelegde methode geschatte gegevens voor het jaar 2012 werden hieraan toegevoegd om Figuur 23 samen te stellen. Figuur 23 toont de gemiddelde, hoogste en laagste dagelijkse productieprofielen van 2012 tot De minimale productie-evolutie is verwaarloosbaar, maar de gemiddelde en maximale dagelijkse profielen zijn tussen 2012 en 2013 sterk gestegen. Vanaf 2014 zijn de gemiddelde dagelijkse profielen van de maximale productie opnieuw gestegen, maar in mindere mate dan de voorgaande jaren, wat wijst op een vertraging van de ingebruikname van nieuwe zonnepanelen van het ene op het andere jaar. De gemiddelde piek voor 2014 bedraagt MW, die voor 2015 bedraagt MW. De gemiddelde productie bij maximale zonuren werd tussen 2011 en 2013 verdubbeld. In 2015 bedraagt de voortgang nog slechts 2,1% ten opzichte van MW mean_2012 max_2012 min_2012 mean_2013 max_2013 min_2013 mean_2014 max_2014 min_2014 mean_2015 max_2015 min_ Figuur 23: Schatting van de gemiddelde, hoogste en laagste productie per kwartier door zonnepanelen geïnstalleerd (MW) tussen 2012 en 2015 Bronnen: Elia (2013 en 2015) en CREG (schattingen in ) Op basis van deze gegevens evolueert de totale elektriciteitsproductie uit zonneenergie van ongeveer 1,0 TWh in 2011 tot 3,0 TWh in 2015, een stijging van 200 % over die periode. Niet-vertrouwelijk 51/171

52 (TWh) Productie zonne-energie , , , , ,0 Tabel 11: Elektriciteitsproductie op basis van zonne-energie Bron: CREG Figuur 24 toont, op basis van dezelfde gegevens, de evolutie van de maximale maandelijkse productie en de gemiddelde maandelijkse productie om 13 uur. Vroeger werden de productiemaxima steeds vroeger in het jaar vastgesteld. Dat is niet langer zo in 2015 aangezien de piek in juli wordt vastgesteld. De geschatte maximale productie bedroeg 846 MW in september 2011, MW in augustus 2012, MW in mei 2013, MW in april 2014 en in juli Dit kan - behalve door specifieke weersomstandigheden - worden verklaard door enerzijds de stijgende productiecapaciteit in de loop van de laatste twee jaar en anderzijds door een hoger rendement van zonnepanelen bij lagere temperaturen MW y = 13,95x + 393, R² = 0, Gemiddelde@uur13 Max@uur13 Min@uur13 lineair (Gemiddelde@uur13) Figuur 24: Evolutie van de maximale, gemiddelde en minimale maandelijkse productie om dertien uur Bronnen: Elia (2013 en 2015) en CREG (schattingen in 2011 en ) Niet-vertrouwelijk 52/171

53 De variabiliteit van de zonneproductie zou ook waarneembaar moeten zijn bij hogere variabiliteit van de elektriciteitsafname op het Elia-net rond de middag. Figuur toont per jaar een dagelijks profiel van de variabiliteit van het verbruik, gemeten met behulp van de standaardafwijking van de elektriciteitsafname per kwartier. Hieruit blijkt dat, sinds 2012, de variabiliteit van de elektriciteitsafname voor de kwartieren 's middags gestegen was van 100 tot 200 MW ten opzichte van de voorgaande jaren, hetzij een stijging van 10 tot 20%. Deze tendens werd nog sterker in De jaren 2014 en 2015 vormen echter een breuk ten opzichte van de twee eerdere jaren. Behalve de voorgaande waarnemingen, kan men alleen maar vaststellen dat de variabiliteit overdag fors verminderd is, net zoals 's nachts; 2014 en 2015 vertonen een aanzienlijk lager niveau van variabiliteit dan alle andere jaren MW min max min. curve max. curve Figuur 25: Standaardafwijking per kwartier van het verbruik op het netwerk in de regelzone van Elia (MX) tussen De Y-as begint bij 500 MW. Bronnen: Elia en CREG Het is passend om de in Figuur 25 waargenomen variabiliteit te wegen. Dit weerspiegelt de variabiliteit van de vraag naar elektriciteit per kwartier voor het volledige jaar. Als voor de vraag naar elektriciteit de standaardafwijking van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren wordt geanalyseerd, blijkt dat de variabiliteit in 2014 en 2015 nog sterker gedaald is ten 44 De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft voor elke maand van de 7 jaar de laagste en hoogste standaardafwijking per kwartier van het verbruik op het netwerk in de regelzone van Elia (MW). De jaren 2014 en 2015 worden telkens afzonderlijk weergegeven in de figuur. Niet-vertrouwelijk 53/171

54 opzichte van de vorige jaren. Dit is ook wat wordt weergegeven in Figuur Deze figuur geeft aan dat de variabiliteit van het verschil tussen twee opeenvolgende kwartieren in 2014 en 2015, net zoals in 2012 en 2013, voor bijna het volledige dagprofiel daalt ten opzichte van de vorige jaren. In 2015 was de berekende variabiliteit gedurende 38,5% (86,5% in 2014) 46 van de tijd de laagste van de 9 bestudeerde jaren MW min. curve max. curve Figuur 26: Standaardafwijking van het verschil van elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende kwartieren (MW). Bronnen: Elia en CREG De impact van de installatie van nieuwe zonnepanelen op de productie zal waarschijnlijk iets belangrijker zijn in 2016 omdat de cijfers hierboven een gemiddelde zijn voor het volledige jaar In 2013 hebben de wijzigingen aan de toekenningsregels van gewestelijke subsidies de ingebruikname van bijkomende zonnepanelen in het land wel aanzienlijk vertraagd, wat gedeeltelijk de in 2014 en 2015 waargenomen vertraging verklaart. 45 De periode 2007 tot 2013 is samengenomen in het grijze gebied van de figuur en geeft voor elke maand van de zeven jaar de laagste en hoogste standaardafwijking per kwartier van het elektriciteitsverbruik tussen twee opeenvolgende kwartieren (MW). De jaren 2014 en 2015 worden telkens afzonderlijk weergegeven in de figuur. 46 Samen vormen die twee laatste jaren 95,8% van de tijd. Niet-vertrouwelijk 54/171

55 III.4 Geïnstalleerd vermogen aan offshore en onshore windenergie Het totaal geïnstalleerd vermogen aan offshore windturbines is in 2015 toegenomen met 6 MW tot een totaal van 713,1 MW. Deze stijging is het gevolg van de ingebruikname door BELWIND van de testturbine Haliade MW (GENERAL ELECTRIC, voorheen ALSTOM) in augustus Tabel 12 hieronder geeft een overzicht van het nominale vermogen van de offshore windparken waarvan de financial close vóór einde 2015 is afgesloten. Bij ministerieel besluit van 11 september 2015 (BS van 23 september 2015) heeft Belwind nv haar domeinconcessie gedeeltelijk overgedragen aan Nobelwind. Naam van het park Capaciteit (MW) Begin 2015 Eind 2015 totaal Belwind Nobelwind C-Power Northwind Totaal Tabel 12: Overzicht van het nominaal vermogen van de bestaande en in aanbouw zijnde offshore windparken in 2015 Bron: CREG Het totale geïnstalleerde vermogen van de onshore windturbines aangesloten op het Elia-net 47 bedroeg 20,6 MW en januari Einde 2014 bereikte het 153,5 MW. Sindsdien zijn er geen nieuwe onshore windturbines meer aangesloten op het Elia-net.. Figuur 27 toont de maandelijkse evolutie van het geïnstalleerde vermogen van de offshore windparken vanaf april 2009 en van de onshore windparken vanaf januari In 2015 hebben alle offshorewindparken samen GWh in het transmissienet geïnjecteerd. In 2015 bedroeg de netto elektriciteitsproductie (vóór transformatie) van alle gecertificeerde offshorewindparken GWh, een stijging van nagenoeg 18% ten opzichte van de nettoproductie in 2014 (2.221 GWh). 47 Enkel voor de productie-eenheden waarvoor met Elia een CIPU-contract werd afgesloten. Niet-vertrouwelijk 55/171

56 900 MW C-Power (offshore) Belwind (offshore) Northwind (offshore) Onshore Installed Offshore Capacity Figuur 27: Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshore en onshore windenergie aangesloten op het Elianet tussen 2007 en Bron: CREG De productie van windenergie is begonnen met de onshore windparken. Pas in 2009 begonnen de eerste offshore windturbines elektrische energie te produceren. Sindsdien is de toename van geïnstalleerd vermogen aanzienlijk, zoals wordt aangetoond in bovenstaande grafiek heeft deze tendens echter niet bevestigd. In 2015 hebben alle offshore windmolenparken samen 2,5 TWh in het transmissienet geïnjecteerd, een stijging van 17,5% ten opzichte van Als de onshore productie die op het Elia-net is aangesloten bij de offshore productie wordt opgeteld, dan bedraagt de windenergieproductie in ,9 TWh, een stijging van 17,2% ten opzichte van Figuur 28 toont de maandelijkse nettoproductie van elektriciteit van de onshore en offshore windturbines aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en Niet-vertrouwelijk 56/171

57 MWh Offshore Onshore Figuur 28: Nettoproductie van elektriciteit van de onshore en offshore windturbines aangesloten op het Elia-net tussen 2007 en Bron: CREG Sinds februari 2012 deelt Elia gegevens per kwartier mee om een correcter beeld te geven van de Belgische windproductie, door samenvoeging van enerzijds de eenheden waarvoor metingen beschikbaar zijn en anderzijds die waarvoor de transmissienetbeheerder de productie schat bij gebrek aan periodieke 48 meetopnames. Het geïnstalleerde windvermogen in België waarvoor Elia voorspellingen en metingen biedt, bedraagt einde 2015, MW (monitored capacity). Figuur 29 en Figuur 30 geven een overzicht van de evolutie van de windproductie voor de laatste vier jaar. De netto elektriciteitsproductie opgewekt in 2015 door windturbines bedraagt 5,0 TWh 49, een stijging van 16,8% ten opzichte van het voorgaande jaar. Deze stijging wordt zowel veroorzaakt door de offshore productie die op een jaar tijd met 18,5% gestegen is, als door de onshore productie die in dezelfde periode met 15,0% gestegen is. De offshore productie (51,2%) ligt hoger dan de onshore productie (48,8%) geschat door Elia. In 2015 varieert de gemiddelde cumulatieve uurproductie op maandbasis van de onshore en offshore windturbine tussen 289 MWh (oktober) en MWh (december). De gemiddelde productie neemt ook toe en bereikt 573 MWh in 2015, een stijging van 17,3% ten opzichte van De productie aangesloten op het Elia-net is 2,9 TWh. Niet-vertrouwelijk 57/171

58 600 MW 573 TWh 6, ,0 5,0 4, , , ,0 2,2 3,0 2,1 1, ,6 2, ,5 1,8 2,1 2,4 1, feb-dec onshore (TWh) offshore (TWh) gemiddeld vermogen (MW) totaal productie (TWh) 0,0 Figuur 29: Gemiddeld vermogen (MW, linkerschaal) en netto jaarlijkse elektriciteitsproductie van onshore en offshore windturbines voor alle Belgische windparken van februari 2012 tot 2015 (TWh, rechterschaal). Bronnen: Elia en CREG 600 MWh winter onshore offshore Figuur 30: Gemiddelde netto-uurproductie elektriciteit van onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (MWh). Bronnen: Elia, CREG Niet-vertrouwelijk 58/171

59 Deze evoluties zijn eveneens het gevolg van weersomstandigheden. Terwijl de offshore windproductie tussen 2014 en 2015 met 18,5% is gestegen, is de geïnstalleerde capaciteit maar met 0,8% gestegen. De jaarlijkse gemiddelde load factor 50 van de offshore windmolens is van 37% in 2014 tot 41% in 2015 gestegen. De gemiddelde maandelijkse offshore load factor schommelde in 2015 sterk, van minimum 23% (oktober) tot maximum 70% (december). De maandelijkse gemiddelde load factor van 2015 was 8 maanden van de 12 hoger dan die van Tussen de windmolenparken onderling verschilt de load factor ook (39% voor C-POWER, 42% voor BELWIND zonder de Haliade-windturbine en 46% voor NORTHWIND). Sinds de bouw van offshore parken in België is de gemiddelde onshore load factor altijd lager dan die van de offshore. Dit verschil varieert in 2015 van maand tot maand en schommelt tussen 10% (april) en 27% (december). De productie van offshore windmolens in vergelijking met de effectieve productie van elektriciteit werd in 2015 vooraf beter ingeschat dan in 2014 zoals wordt getoond in Figuur 31. Het verschil tussen het vooruitzicht en de productie schommelde in 2015 tussen 6,5% (april) en +6,1% (juli). In 2014 lag dit verschil tussen -27,7% (juli) en +4,9% (april). De kwaliteit van de voorspellingen voor de onshore windmolens was echter minder goed voor de windmolens die aangesloten waren op de netten van de DNB's. 50 De load factor stemt overeen met de verhouding tussen de gemiddelde uurproductie en de geïnstalleerde capaciteit. Niet-vertrouwelijk 59/171

60 30% 27,9% % 15,2% % 4,9% 5,1% 6,1% 400 0% % -6,5% % -14,0% % -27,7% -25,6% - Verschil tussen productie en offshore voorspelling Verschil tussen productie en DNB onshore voorspelling Verschil tussen productie en Elia onshore voorspelling Figuur 31: Gemiddelde maandelijkse verschillen tussen de werkelijke productie en de gemiddelde voorspellingen van elektriciteit van de onshore en offshore windmolens tussen februari 2012 en december 2015 (%) Bronnen: Elia, CREG In Figuur 32 worden, voor de jaren tot en met 2015, de monotonen van de belasting van het net in de Elia-regelzone weergegeven. Deze belasting wordt vermeerderd met de injectie van windenergie in de distributienetten enerzijds (volle lijnen) en verminderd met de injectie van windenergie in het transmissienet anderzijds (stippellijnen). Het verschil tussen de volle en stippellijnen toont dus de impact van de injectie van windenergie op de belasting van het net aan. Uit Figuur 29 bleek reeds dat de geproduceerde energie uit wind tussen 2012 en 2015 sterk gestegen is. Dit heeft echter geen evenredig grote impact op de benodigde capaciteit in de uren met de hoogste belasting van het net in 2015: de piekbelasting inclusief wind bedroeg, in 2015, MW tegenover een piekbelasting exclusief wind van MW (Figuur 32). De monotoon inclusief wind voor 2015 (rode stippellijn) geeft aan dat, voor de eerste 100 uren, 892 MW piekcapaciteit nodig is voor gemiddeld 31,5 uren in een jaar. Exclusief wind (volle rode lijn) daalt dit tot 743 MW voor gemiddeld 26,9 uren. Deze waarden liggen verder uiteen naargelang er meer geïnstalleerde windcapaciteit gemonitord wordt, zoals blijkt tot en met 2014 uit de evolutie in Figuur Data met betrekking tot de geproduceerde windenergie is slechts beschikbaar vanaf 1 februari De getoonde grafiek voor 2012 is dus mogelijk niet volledig. Niet-vertrouwelijk 60/171

61 Zoals eerder vermeld, is de geïnstalleerde windcapaciteit in 2015 amper toegenomen (+0,8% ten opzichte van 2014). De toegenomen injectie van windenergie in 2015 ten opzichte van 2014 (bij gelijkblijvende geïnstalleerde capaciteit) doet dus vermoeden dat meteorologische omstandigheden aan de basis liggen van de toename van de injectie van windenergie. Dit was echter minder het geval tijdens de piekuren van 2015 (de eerste 100 uren van de monotonen) dan tijdens de piekuren van 2014, waardoor de benuttingsgraad van de piekcentrales inclusief wind toenam in 2015 ten opzichte van Uit onderstaande figuren kan dus geconcludeerd worden dat de toenemende aanwezigheid van windcapaciteit ertoe leidt dat er meer piekcapaciteit nodig is, die bovendien een lagere benuttingsgraad heeft. Dit is nefast voor de rendabiliteit van de piekproductiecentrales, maar is positief voor de ontwikkeling van demand response. In 2015 valt op dat deze situatie enigszins omkeert, door minder injectie van windenergie tijdens de eerste piekuren, maar minder injectie indien het totaal van de 100 uren wordt beschouwd MW Grid load + DSO wind 2012 Grid load + DSO wind 2013 Grid load + DSO wind 2014 Grid load + DSO wind 2015 Grid load - TSO wind 2013 Grid load - TSO wind 2014 Grid load - TSO wind 2015 Grid load - TSO wind 2012 Figuur 32: Monotonen van de belasting van het net voor de eerste 100 uren in de Elia-regelzone, inclusief windenergie (stippellijnen) en exclusief windenergie (volle lijnen) voor de jaren 2012 (geel), 2013 (groen), 2014 (blauw) en 2015 (rood). Bronnen: CREG en Elia Niet-vertrouwelijk 61/171

62 1.400 MW uren ,68 31, ,33 28,42 26,56 26, , , * Benodigde capaciteit (zonder wind) Gemiddelde benuttingsgraad (zonder wind) Benodigde capaciteit (met wind) Gemiddelde benuttingsgraad (met wind) 0 Figuur 33: Benodigde capaciteit (linkeras) gedurende minstens 100 uren en gemiddelde benuttingsgraad (rechteras), exclusief en inclusief windenergie voor de jaren Bronnen: CREG en Elia IV. Uitwisseling van elektriciteit In dit deel wordt de uitwisseling van elektriciteit in België geanalyseerd. Hierbij wordt vooral de elektriciteitsbeurs Belpex behandeld, zowel de dagmarkt (day-ahead markt, DAM) als de continue intraday markt (CIM). IV.1 Kortetermijnmarkt IV.1.1 Belpex Dagmarkt (Belpex DAM) IV Context Volgend op de Noordwest-Europese marktkoppeling (NWE-marktkoppeling) tussen België, Denemarken, Estland, Finland, Frankrijk, Duistland/Oostenrijk, Groot-Brittannië, Letland, Litouwen, Luxemburg, Nederland, Noorwegen, Polen (via de SwePol link) en Zweden werd de Zuidwest-Europese (SWE) regio, bestaande uit Spanje, Frankrijk en Portugal, aan deze gekoppeld op 13 mei 2014 (Multi-Regional Coupling genoemd). Niet-vertrouwelijk 62/171

63 In parallel werden Roemenië, Tsjechië, Slovakije, en Hongarije aan elkaar gekoppeld op 19 november 2014 (4M market coupling genoemd). In parallel met de eerder beschreven Multi- Regional Coupling (MRC) van de NWE- en SWE-regio s, werd gewerkt aan de implementatie van een flow-based marktkoppeling binnen de CWE-regio. Een flow-based marktkoppeling berekent en wijst interconnectiecapaciteit toe door de totale sociale welvaart op basis van de orderboeken van de verschillende gekoppelde spotmarkten te optimaliseren, rekening houdend met de fysische limieten van kritische netcomponenten in plaats van geaggregeerde capaciteiten per grens. Door de fysische limieten van het net op een gedetailleerdere manier mee te nemen in de marktkoppeling wordt verwacht dat de flow-based methode meer interconnectiecapaciteit ter beschikking stelt aan de markt, wat de economische welvaart bevordert in de regio. Vanaf 2013 werden wekelijks, en vanaf februari 2014 dagelijks, resultaten van de flow-based marktkoppeling gepubliceerd in parallel met de resultaten van de ATCmarktkoppeling. Tijdens een evaluatie van de resultaten van deze parallel runs kwamen reeds tijdens de zomer van 2014 enkele onzekerheden over de voordelen van het systeem aan het licht; bijvoorbeeld welvaartsverlies ten opzichte van de huidige ATC-methode in sommige situaties, en bevoordeling van grotere biedzones ten opzichte van kleinere op vlak van importcapaciteit tijdens periodes van schaarste. Op 20 mei 2015 (levering 21 mei 2015) is de flow-based marktkoppeling in werking getreden in de CWE-regio 52 Dit marktkoppelingsmechanisme, dat als streefmodel aanzien wordt voor de marktkoppeling bij sterk vermaasde netten, heeft als doel de beschikbare interconnectiecapaciteit te berekenen en zo efficiënt mogelijk toe te wijzen op basis van de gecreëerde economische welvaart in de regio, met prijsharmonisatie als doel. Op 17 april 2015 kondigden APX, Belpex, en EPEX SPOT de integratie van hun diensten aan (Figuur 34). De argumentatie voor de integratie wordt gevonden in het persbericht gepubliceerd op de website van EPEX SPOT 53 : The integration of EPEX SPOT and APX Group will further reduce barriers in power trading in the CWE and UK region. Market participants will benefit from harmonised trading systems, one single rulebook and one 52 Deze marktkoppelingsmethodologie werd door de CREG goedgekeurd op 23 april 2015 via Eindbeslissing (B) CDC-1410 over de aanvraag tot goedkeuring van het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de implementatie van de koppeling van de dagmarkten gebaseerd op de stromen in de regio CWE (Centraal-West Europa). ( APX_Group_and_EPEX_SPOT_integrate_their_businesses. Niet-vertrouwelijk 63/171

64 admission process for the entire region, therefore reducing trading costs and lowering entry barriers for new participants. Moreover, they will have access to a wider range of products and benefit from best-of-both standards and reliable customer support. Overall, the integration will lead to a more effective governance and further facilitate the creation of a single European power market fully in line with the objectives of the European electricity regulatory framework. Figuur 34: Nieuwe aandeelhoudersstructuur van EPEX SPOT na de integratie van de APX Groep Bron: EPEX SPOT Op 14 augustus trad de Verordening (EU) Nr. 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer (CACM) in werking. Het doel van CACM is om gedetailleerde richtsnoeren inzake zoneoverschrijdende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer op de day-ahead- en intradaymarkten vast te stellen, met inbegrip van eisen voor de vaststelling van gemeenschappelijke methodologieën voor het bepalen van de capaciteitsvolumes die simultaan in verschillende biedzones beschikbaar zijn en criteria voor de evaluatie van de efficiëntie en een herzieningsproces voor de vaststelling van biedzoneconfiguraties. Volgend op deze inwerkingtreding is de Minister van Energie bevoegd voor het aanwijzen van Nominated Electricity Market Operators (NEMOs). De deadline voor de aanwijzing van NEMOs was 14 december De gedetailleerde lijst met alle aangewezen NEMOs is te vinden op de website van ACER De Minister van Energie wees, op 28 januari 2016, Belpex nv and NordPool aan als NEMOs, via Ministerieel Besluit Niet-vertrouwelijk 64/171

65 Tot slot begon vanaf 7 oktober 2015 de eerste fase van rapporteren onder Verordening (EU) Nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad van 25 oktober 2011 betreffende de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie (REMIT). Tijdens deze eerste fase worden alle standaardcontracten verhandeld op gereglementeerde markten en geaggregeerde fundamentele gegevens gecommuniceerd aan ACER. Tijdens de tweede fase van rapporteren, die ingaat vanaf 7 april 2016, geldt de verplichting van rapporteren ook voor niet-standaardcontracten. IV Analyse a) Prijzen Vergelijking met buurlanden Gezien bovenstaande context van regionale integratie wordt de evolutie van de dagmarktprijs in België vergeleken met die van de buurlanden. Figuur 35 toont de gemiddelde dagmarktprijs per jaar zoals geobserveerd in Duitsland (DE), België (BE), Nederland (NL) en Frankrijk (FR) voor de periode van 2007 tot en met Het prijsverschil, de price spread, tussen Nederland en Duitsland is niet veranderd ten opzichte van vorig jaar ( 8,42/MWh). Dit geldt bijna ook voor het prijsverschil tussen België en Frankrijk: 6,16/MWh ten opzichte van 6,20/MWh in De 9,5% hogere gemiddelde jaarprijs in de Belgische biedzone ten opzichte van vorig jaar is te verklaren door de verhoogde onbeschikbaarheid van de nucleaire eenheden. De 3,4% lagere gemiddelde jaarprijs in Duitsland is te verklaren door de toenemende integratie van goedkope hernieuwbare energiebronnen en dalende prijsevolutie voor steenkool. Het maximale prijsverschil in de CWE-regio verhoogt hierdoor tot 13,05 /MWh (+55%), tussen België en Duitsland. Niet-vertrouwelijk 65/171

66 75 70 /MWh 70, ,18 40,79 34,63 44,68 40,05 38, ,76 31, BE NL FR DE Figuur 35: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot ( /MWh) Belgique Pays-Bas France Allemagne ,78 41,92 40,88 37, ,61 70,05 69,15 65, ,36 39,16 43,01 38, ,30 45,38 47,50 44, ,37 52,03 48,89 51, ,98 48,00 46,94 42, ,45 51,95 43,24 37, ,79 41,18 34,63 32, ,68 40,05 38,48 31,63 Tabel 13: Gemiddelde jaarlijkse dagmarktprijs, per biedzone Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot Beide vernoemde redenen verklaren ook de divergerende trend van gemiddelde dagmarktprijzen sinds De prijsdivergentie evolueert tot en met 2014 naar lagere maar convergerende prijzen in de cluster Nederland-België en sterk lagere maar convergerende prijzen in de cluster Duitsland-Frankrijk. In 2015 daarentegen is er geen prijsconvergentie meer per cluster te constateren. Er lijkt integendeel een structureel maar constant prijsverschil te zijn in de cluster Nederland-Duitsland en de cluster België-Frankrijk. Niet-vertrouwelijk 66/171

67 Deze evolutie wordt dieper bekeken via de gemiddelde dagmarktprijzen per maand voor België, Frankrijk, Duitsland, en Nederland over de periode (Figuur 36). Tot de zomer van 2012 vertonen de gemiddelde dagmarktprijzen in de CWE-regio prijsconvergentie. Vanaf september 2012 zet de prijs in Duitsland een dalende trend in terwijl die van België en Nederland een stijgende trend inzetten tot april 2013 wanneer de Belgische daalt en zo de prijsconvergentie met die van Nederland verbreekt. De gemiddelde Franse dagmarktprijs beweegt zich tussen die van Duitsland en Nederland-België met uitzondering tijdens de zomerperiode van 2013 wanneer de prijs in de Franse biedzone de goedkoopste wordt van de regio. Zoals aangetoond op de Figuur 36 is de prijsconvergentie tussen België en Nederland enerzijds, en België en Frankrijk anderzijds afhankelijk van de beschikbaarheidsgraad van de nucleaire eenheden. Merk op dat enkel periodes van langere onverwachte onbeschikbaarheid worden aangeduid en niet deze gerelateerd aan bijvoorbeeld onderhoud (uitval kerncentrales aangeduid in rood, heropstart aangeduid in groen). De uitval van nucleaire eenheden zorgt ook voor verschillende observaties met betrekking tot de commerciële uitwisselingen met de buurlanden tijdens de dagmarkt (Figuur 37). Vanaf de uitval van Doel 3, Tihange 2 en Doel 4 in 2014 importeert de Belgische biedzone continu van zowel de Nederlandse als de Franse biedzone. 100 /MWh 90 FB MC 80 82,45 D3+T2 D4 T1 T2+D3 70 D3+T2 D3+T2 D4 T ,25 53,50 55, ,89 44, ,39 22,76 25,36 BE NL FR DE Figuur 36: Maandelijkse gemiddelde dagmarktprijs op de vier beurzen van de CWE-regio voor de periode Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot Niet-vertrouwelijk 67/171

68 1500 MWh/h BE-FR BE-NL Figuur 37: Maandelijkse gemiddelde commerciële uitwisselingen via de dagmarkt tussen de Belgische biedzone en de Nederlandse en Franse over de periode Bronnen: CREG op basis van gegevens ELIA, BELPEX Hoewel de gemiddelde jaarprijs in de Duitse biedzone het laagst is van de CWE-regio is de prijs in de Franse biedzone vanaf 2013 en enkel tijdens de zomerperiode (juni, juli, augustus), het laagst van de CWE-regio. In 2015 is dit niet meer het geval maar de algemene observatie dat tijdens de zomermaanden de prijzen van de Franse en Duitse biedzone convergeren en tijdens de wintermaanden de prijs in de Franse biedzone eerder convergeert naar die in de Belgische en Nederlandse biedzone blijft overeind. In vergelijking met de periode voor de inwerkingtreding van de flow-based marktkoppeling is de prijs in de Nederlandse biedzone minder gevoelig aan prijsveranderingen in de Belgische biedzone. Dit vertaalt zich in een lagere correlatiecoëfficiënt: 64% na mei 2015 ten opzichte van 77% ervoor tot en met De prijs in de Nederlandse biedzone correleert meer met die in de Duitse biedzone: 82% ten opzichte van 64%. Daarnaast stijgt de correlatie ook tussen de prijzen in de Belgische en Duitse biedzone: van 61% naar 77%. Op basis van de beperkte dataset voor handen betreffende het effect van de flow-based marktkoppeling, lijken prijzen in de hele CWE-regio sterker gekoppeld te zijn. Niet-vertrouwelijk 68/171

69 Of de flow-based marktkoppeling ook effectief tot een hogere frequentie in prijsconvergentie binnen de CWE-regio kan moeilijk afgeleid worden wegens het gebrek aan een gelijkaardige situatie over een significante periode in het verleden onder ATCmarktkoppeling. Vergelijking van de prijzen in de biedzones binnen de CWE-regio op uurbasis (Tabel 14) toont dat België in vergelijking met 2014 de prijsconvergentie met de Nederlandse verminderd is met 34,32 56 procentpunt en die met de Duitse met 9,50 procentpunt. De prijsconvergentie met de Franse biedzone is licht verminderd met 2,97 procentpunt. Als gevolg is de frequentie waarbij de Belgische biedzone geïsoleerd is sterk gestegen, van 5,37% naar 42,08%. De prijsconvergentie doorheen de tijd is verschoven van een convergentie tussen België, Frankrijk, en Nederland ( ), naar een convergentie inclusief Duitsland ( ), naar een convergentie met enkel Nederland ( ) en tot slot een prijsdivergentie met de andere landen in de CWE-regio. BE = FR BE FR BE = NL BE NL BE = NL BE NL BE = DE BE DE BE = DE BE DE BE = DE BE DE BE = DE BE DE ,23% 62,29% 0,10% 26,32% 0,01% 9,48% 0,00% 1,58% ,07% 69,18% 0,05% 15,22% 0,01% 14,74% 0,00% 0,73% ,07% 56,72% 0,00% 13,23% 0,03% 28,36% 0,00% 1,59% ,00% 52,38% 0,05% 26,34% 0,18% 11,81% 0,00% 1,24% ,77% 5,17% 1,55% 26,70% 0,10% 0,24% 0,00% 0,46% ,49% 12,89% 11,09% 14,98% 1,89% 11,23% 0,00% 1,43% ,66% 19,00% 17,39% 20,50% 0,67% 25,05% 0,01% 2,72% ,66% 10,96% 4,95% 11,92% 5,81% 42,33% 0,00% 5,37% ,92% 10,17% 0,67% 13,75% 0,27% 14,08% 0,06% 42,08% Tabel 14: Volledige prijsconvergentie (<0,01 /MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot De verhoging van frequentie van totale prijsdivergentie is op te merken vanaf april 2015 (Figuur 38). In april-mei is er tegelijk een frequentere prijsconvergentie met de Nederlandse biedzone. Pas vanaf juni 2015 consolideert de totale prijsdivergentie zich met een frequentie van ongeveer 50% of meer. Deze stijging correleert met de uitval van Tihange 1 bovenop de reeds onbeschikbare nucleaire centrales. Tihange 1 was weliswaar terug beschikbaar in de maand van oktober terwijl de frequentie van prijsdivergentie slechts gedeeltelijk daalt. 56 Dit cijfer komt overeen met de som van de verschillen tussen de jaren 2014 en 2015 van de kolommen 2, 3, 6 en 7. Niet-vertrouwelijk 69/171

70 Interessant is op te merken dat er ook een stijging is in de frequentie van totale prijsconvergentie vanaf mei 2015 met een maximum in juli 2015 (43,55%). Dit correleert met de inwerkingtreding van de flow-based marktkoppeling. Het is nog te vroeg om algemene conclusies te trekken betreffende de performantie van het flow-based marktkoppelingsmechanisme met betrekking tot prijsconvergentie in de CWE-regio. Ter informatie worden de frequenties van prijsconvergentie met als referentie de Duitse biedzone meegegeven (Figuur 39). De hoge frequentie van prijsdivergentie wordt onder meer verklaard door een gebrek aan integratie van hernieuwbare energie, geïnjecteerd in Duitsland, met naburige biedzones 57. De type productie-eenheden waaruit elk naburig productiepark bestaat verschillen immers, in het bijzonder naargelang het nucleaire technologieën en die gebaseerd op steenkool of gas betreft. 100% 6,85% 4,99% 90% 17,88% 19,00% 25,28% 22,04% 80% 70% 60% 34,14% 50,00% 34,10% 35,69% 66,94% 49,19% 75,40% 82,64% 62,63% 60,42% 53,36% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 55,24% 5,51% 5,38% 4,03% 5,14% 6,59% 4,57% 38,17% 32,44% 21,81% 3,89% 7,93% 10,42% 33,15% 43,55% 3,49% 3,90% 29,70% 26,53% 8,89% 25,40% 12,08% 20,70% 21,94% 15,99% 9,81% 10,71% 8,76% 4,86% 7,78% BE = FR; BE = NL; BE = DE BE = FR; BE = NL; BE DE BE = FR; BE NL; BE = DE BE = FR; BE NL; BE DE BE FR; BE = NL; BE = DE BE FR; BE = NL; BE DE BE FR; BE NL; BE = DE BE FR; BE NL; BE DE Figuur 38: Volledige prijsconvergentie (<0,01 /MWh) tussen de Belgische biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot 57 Deze beperking wordt de C-functie genoemd en verklaart waarom bij toenemende hernieuwbare injectie in Duitsland, deze energie in mindere mate geëxporteerd kan worden naar de buurlanden. Meer info kan gevonden worden op: fin_en.pdf. Niet-vertrouwelijk 70/171

71 100% 90% 80% 70% 60% 76,21% 68,15% 75,27% 60,00% 41,26% 67,64% 51,48% 75,54% 78,06% 61,29% 64,44% 63,71% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 36,29% 8,89% 9,68% 6,18% 3,89% 13,33% 19,20% 43,55% 10,62% 10,35% 22,22% 3,90% 5,56% 29,70% 26,39% 25,40% 20,70% 21,94% 15,99% 9,81% 10,71% 8,74% 4,86% 7,78% DE=FR;DE=NL;DE=BE DE=FR;DE=NL;DE BE DE=FR;DE NL;DE=BE DE=FR;DE NL;DE BE DE FR;DE=NL;DE=BE DE FR;DE=NL;DE BE DE FR;DE NL;DE=BE DE FR;DE NL;DE BE Figuur 39: Volledige prijsconvergentie (<0,01 /MWh) tussen de Duitse biedzone en de CWE-regio Bronnen: CREG berekening op basis van gegevens ELIA, BELPEX, APX en EPEX spot Evolutie Belgische dagmarktprijs De prijzen in deze studie zijn altijd uitgedrukt in nominale waarde 58. Voor de periode bedraagt de cumulatieve inflatie -12,4%. Met andere woorden, de prijs van elektriciteit in december 2015 gemeten in valutawaarde van 2007 is gedaald ten opzichte van de elektriciteitsprijs in Dit is het gevolg van de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen, de negatieve groei van de elektriciteitsafname, de daling van de steenkool-, gas- en CO 2-prijs, en het terug beschikbaar worden van het nucleair productiepark in België. In 2015 was de reële waarde van elektriciteit vooral tijdens de maanden september en oktober hoger dan die geobserveerd gedurende de twee voorgaande jaren. De impact van inflatie op de elektriciteitsprijs is gedaald ten opzichte van het begin van 2015: van 5,9/MWh naar 5,4/MWh. 58 De nominale prijs is de prijs zoals aangeduid op een gegeven moment. De reële prijs stemt overeen een correctie van de nominale prijs, gecorrigeerd voor inflatie ten opzichte van een gegeven referentiepunt in de tijd. Niet-vertrouwelijk 71/171

72 De Belpex DAM elektriciteitsprijs heeft voor 65 uur prijspieken (>100 /MWh) vertoond, wat significant meer is dan de 7 uren geobserveerd vorig jaar (Figuur 41 en Tabel 15). De prijspieken bevinden zich vooral rond begin februari, eind maart, september en oktober, periodes in het tussenseizoen tussen de winter- en zomerperiode. De tussenseizoenen worden gekenmerkt door geplande onbeschikbaarheden van centrales (bv. onderhoudswerken), vooral met als doel een optimale staat te garanderen van het productiepark tijdens de winterperiode. In de periode september-oktober komt daarenboven nog eens de uitval van nucleaire centrale Tihange 1. Tijdens elke periode is additioneel 2447 MW aan nucleaire capaciteit onbeschikbaar. Onder meer de lage beschikbaarheid aan productiecapaciteit leidde tot extreem hoge prijspieken op individuele dagen in Deze dagen situeren zich vooral in de periode september en oktober van Enkele dagen, 22 september, en 15 en 16 oktober, werden dieper onderzocht en vormen het onderwerp van een aparte studie /MWh 90 88, , ,6 40, , ,3 30,5 35,9 20 Nominale prijs Belpex DAM Reële prijs Belpex DAM (begin van de preriode) Reële prijs Belpex DAM (eind van de preriode) Figuur 40: Evolutie van de Belpex DAM-prijzen uitgedrukt in nominale en, in reële waarde uitgedrukt hetzij aan het begin hetzij aan het einde van de periode. Bronnen: CREG op basis van gegevens Belpex 59 Study on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015: Niet-vertrouwelijk 72/171