Monitoringsrapportage leverings- en voorzieningszekerheid elektriciteit en gas Datum 19 december 2016

Transcriptie

1 Monitoringsrapportage leverings- en voorzieningszekerheid elektriciteit en gas 2016 Datum 19 december

2 Colofon Deze monitor is samengesteld door de directie Energiemarkt en Innovatie van het Ministerie van Economische Zaken op basis van input van Tennet TSO, Gasunie Transport Services en de Autoriteit Consument en Markt. 19 december

3 Inhoudsopgave Hoofdstuk 1 Leveringszekerheid van elektriciteit 1.1 Evenwicht van vraag en aanbod op de nationale markt 1.2 Vraagontwikkeling 1.3 De geplande of in aanbouw zijnde extra productie- en netwerkcapaciteit 1.4 De kwaliteit en de staat van onderhoud van de netten 1.5 De maatregelen in geval van piekbelasting Hoofdstuk 2 Voorzieningszekerheid van gas 2.1 Evenwicht van vraag en aanbod op de nationale markt 2.2 Vraagontwikkeling 2.3 De geplande of in aanbouw zijnde extra productie- en netwerkcapaciteit 2.4 De kwaliteit en de staat van onderhoud van de netten 2.5 De maatregelen in geval van piekbelasting 3

4 Inleiding De Europese richtlijn 2003/54/EG Elektriciteit en de Europese richtlijn 2003/55/EG Gas verplicht lidstaten om jaarlijks verslag uit te brengen aan de Europese Commissie over de leverings- en voorzieningszekerheid. In de Nederlandse wet zijn deze verplichtingen geïmplementeerd in de artikelen 4a (2) Elektriciteitswet 1998 en 52a (2) van de Gaswet. Dit rapport omvat de monitoringsrapportage waarmee door verzending aan de Europese Commissie aan deze verplichting wordt voldaan. De voornaamste bronnen van in dit rapport gepresenteerde gegevens zijn de volgende openbare bronnen: Rapport monitoring leveringszekerheid 2016 ( ) van TenneT TSO B.V. Het kwaliteits- en capaciteitsdocument 2016 Elektriciteit (deel 1 en 2) van Tennet TSO B.V. Het kwaliteits- en capaciteitsdocument 2016 Gas (deel 1 en 2) van Gasunie Transport Services Rapport overzicht ramingen gas uit kleine velden 2014 van Gasunie Transport Services Rapportage kwaliteitsindicatoren GTS 2015 van Gasunie Transport Services Het Netwerk Ontwikkelingsplan 2015 van Gasunie Transport Services Voor uitgebreider en meer gedetailleerder informatie zijn bovengenoemde bronnen te raadplegen. 4

5 Hoofdstuk 1 Leveringszekerheid van elektriciteit In dit hoofdstuk staat een overzicht van de leveringszekerheid van elektriciteit in Nederland. Dit overzicht is gebaseerd op het rapport Monitoring leveringszekerheid 2016 ( ) van de netbeheerder van het landelijk elektriciteitsnetwerk TenneT TSO B.V. Deze monitor is vinden op In onderhavige rapportage wordt ingegaan op de uitkomsten van de basisvariant uit de monitor van TenneT. In de monitor van TenneT staan ook verschillende gevoeligheidsanalyses weergegeven. 1.1 Het evenwicht van vraag en aanbod op de nationale markt In figuur 1 zijn de resultaten van de basisvariant van de monitoring samengevat. In de figuur is het voldoen aan de gehanteerde 4-uursnorm met een groen vlak aangegeven. De lijn representeert de berekende LOLE-waarden. Het zwarte deel van de lijn representeert de berekende gerealiseerde waarden voor de periode De groen lijn is de LOLE na ,1 LOLE (uren/jaar) 0,001 0, , E-09 1E Jaren Gerealiseerde NB volgens opgave producent Geraamde NB volgens opgave (basisvariant) Figuur 1 Hoofdresultaat monitoring (basisvariant) De basisvariant is met name gebaseerd op de door producenten opgegeven niet-beschikbaarheid van productiemiddelen. Uit figuur 1 kan worden opgemaakt dat er gedurende de periode tot 2020 geen sprake is van een situatie van vermogenstekorten: het binnenlandse vermogen is tot 2020 toereikend om aan de gehanteerde LOLE-norm van 4 uren per jaar te voldoen. Door een stijging van nieuw productievermogen in de loop van 2013 en 2014 gecombineerd met een dalende tendens van het elektriciteitsverbruik neemt de LOLE tijdelijk af. Vanaf 2015 is er sprake van een stijging van de LOLE, het blijft wel binnen het groene gebied. Er is dan sprake van een afnemend vermogenssurplus hoofdzakelijk vanwege de uitbedrijfneming van thermisch vermogen. Zo wordt volgens het Energieakkoord kolenvermogen uit bedrijf genomen en wordt er nog aanvullend 2 GW gasgestookt vermogen geconserveerd. 5

6 Tabel 1 geeft in aanvulling op de in figuur 1 gepresenteerde berekeningsuitkomsten nadere informatie over de ontwikkeling van de binnenlandse vraag en de ontwikkeling van het binnenlandse aanbod in de basisvariant. Het binnenlandse aanbod is daarbij onderverdeeld in operationeel en nietoperationeel vermogen. Het operationele vermogen is nader uitgesplitst naar thermisch vermogen (met uitzondering van waste 1 ), zon-pv-, waterkracht- en windvermogen en overig vermogen (hoofdzakelijk waste). Tabel 1 Hoofdresultaten monitoring, realisatie en prognose met niet-beschikbaarheid van de productiemiddelen volgens de opgave van producenten (basisvariant) vraag niet operationeel vermogen LOLE firm operationeel NB vermogensvermogen zon-pv/ thermisch overige o.b.v. tekort jaar totaal totaal wind/hydro (m.u.v. waste) (o.a. waste) opgaven TWh GW GW GW GW GW h GW ,9 0,0 27,3 2,5 24,0 0,8 0,00-3, ,6 0,5 26,5 2,8 22,7 1,0 0,00-2, ,0 2,7 28,7 3,5 24,1 1,1 0,00-3, ,9 4,4 28,7 3,9 23,7 1,1 0,00-3, ,0 4,6 27,8 5,0 21,6 1,2 0,00-2, ,5 4,7 28,2 6,2 20,8 1,2 0,07-1, ,3 6,4 30,0 11,3 17,5 1,2 11,15 0, ,8 5,9 35,4 17,2 17,0 1,2 28,25 1,0 Opmerking: NB = niet-beschikbaarheid van productiemiddelen In de tabel is naast de uitkomsten in termen van LOLE ook een zogenaamde firm capaciteitswaarde gepresenteerd, die de mate van surplus of tekort weergeeft. De firm waarde representeert een surplus of tekort in termen van productiecapaciteit met een 100% beschikbaarheid. Omdat capaciteit met een 100% beschikbaarheid niet bestaat, zal er in de praktijk altijd meer capaciteit nodig zijn: de zogenaamde equivalente productiecapaciteit. De equivalente productiecapaciteit is sterk afhankelijk van onder andere het type, de storingskans, de revisieduur en de eenheidsgrootte van de beschouwde productiemiddelen. Zo geldt bijvoorbeeld dat er voor grootschalig thermisch productievermogen, afhankelijk van het type, 1,15 à 1,30 MW equivalente productiecapaciteit nodig is per 1,00 MW firm capaciteit. Uit tabel 1 blijkt dat het firm vermogenssurplus (firm negatief vermogenstekort) slinkt in de periode tot aan 2020, waarbij de LOLE oploopt tot 11,15 uren in dat jaar. Dit komt voornamelijk doordat het thermisch operationeel vermogen afneemt, bij een gematigd toenemende elektriciteitsvraag. De omvangrijke toename van opwekvermogen uit met name zon-pv- en windvermogen heeft bij het bepalen van de leveringszekerheid een geringe bijdrage door het intermitterend karakter. Het firm vermogensoverschot in de jaren tot en met zichtjaar 2017 (1,3 GW) neemt af en in de zichtjaren 2020 en 2023 ontstaat er een vermogenstekort van respectievelijk 0,5 GW en 1,0 GW. De uiteindelijke beslissing van producenten om vermogen te amoveren, conserveren, in bedrijf te houden of te deconserveren wordt bepaald door de positie van hun afzonderlijke portfolio en de ontwikkelingen in de internationale markt. 1 waste: afval en biomassa voor opwekking elektriciteit 6

7 1.2 Vraagontwikkeling Figuur 2 toont het door TenneT waargenomen elektriciteitsverbruik bij een maandelijks voortschrijdend jaartotaal. Uit de figuur blijkt dat na de dalende trend van 2014, er een lichte stijging te zien is in De cijfers van begin 2016 laten een licht stabiliserende trendlijn zien, waaraan momenteel nog geen conclusie kan worden verbonden. Figuur 2. Door TenneT waargenomen elektriciteitsverbruik bij maandelijks voortschrijdend jaartotaal Figuur 3 toont de gerealiseerde en geprognosticeerde ontwikkeling van de binnenlandse elektriciteitsvraag TWh Realisatie (CBS) Voorlopig (CBS) Referentiescenario (Monitoring 2015) Hoog scenario (Monitoring 2015) Referentiescenario (Monitoring 2016) Hoog scenario (Monitoring 2016) Figuur 3. Gerealiseerde en geprognosticeerde elektriciteitsvraag in Nederland 7

8 De vraag binnen het referentiescenario uit deze monitoring ligt in de periode tot 2023 iets boven de prognose uit de vorige monitoring en valt voor de periode na 2023 iets lager uit. De hogere waarden aan het begin komen voort uit de aangepaste voorlopige CBS-waarden. Voor de totale periode geldt dat de gewijzigde groeipercentages uit de NEV2015 het verschil in verloop verklaren. Voor het scenario met een hoge vraag is de elektriciteitsvraag in het begin van de periode aanzienlijk hoger dan in hetzelfde scenario van de vorige monitoring. Een deel wordt verklaard doordat een snellere groei van het aantal elektrische voertuigen aangenomen is. 1.3 De geplande of in aanbouw zijnde extra productie- en netwerkcapaciteit Randstad 380 kv Noordring Om de stroomvoorziening in de Randstad te waarborgen in de toekomst zijn netinvesteringen noodzakelijk vanwege de kwetsbaarheid van de stroomvoorziening in de Randstad, mede door het beperkte aantal en de capaciteit van aansluitpunten van het 150kV-net op het landelijke 380kV-net. Door de inmiddels gerealiseerde (Zuidring) en de voorgenomen (Noordring) netuitbreidingen ontstaan een zuidelijk en een noordelijk ringnet in het 380kV-net in de Randstad, die elk op meerdere plaatsen verbonden zijn met de rest van het 380kV-net en het onderliggende 150kV-net. Hierdoor ontstaat een robuust netwerk. Na de afgeronde realisatie van de Randstad 380 kv Zuidring wordt nu het cluster Randstad 380 kv Noordring (hierna: RN380) gerealiseerd. Doordat de Randstad 380kV-verbinding voor een deel ondergronds wordt aangelegd, zijn extra installaties nodig om de stabiliteit op het landelijke elektriciteitsnet te kunnen zekerstellen. Daarnaast dient ook de energievoorziening aan de zuidzijde van Amsterdam, de Haarlemmermeerpolder, geborgd te worden. Dit heeft geleid tot de keuze voor realisatie van het 380kV-station Vijfhuizen in combinatie met reconstructie van het bestaande 150/50/10kV-transformatorstation in Vijfhuizen. RN380 omvat een cluster van zeven projecten dat meerdere knelpunten oplost in zowel het 380kVnet als het 150kV-net Noord-Holland. Vier van de projecten vallen onder de RCR, in drie aparte procedures. Op 5 juni 2013 heeft de Raad van State uitspraak gedaan, waardoor de RCR-procedures voor de verbinding Beverwijk - Bleiswijk en het station Vijfhuizen zijn afgesloten. Hiermee werden deze Inpassingsplannen onherroepelijk. De aanbestedingstrajecten zijn afgerond en de realisatie is per januari 2014 van start gegaan. Het inpassingsplan voor station Oostzaan is op 16 september 2015 onherroepelijk geworden en het station is inmiddels in gebruik genomen. Noord-West 380 kv Eemshaven is vanwege de ligging aan de kust in het Derde Structuurschema Elektriciteitsvoorziening (SEV III) aangewezen als één van de belangrijke productielocaties voor elektriciteit. Eemshaven is daarnaast ook een belangrijk schakelpunt geworden in het internationale elektriciteitsnetwerk, vanwege een verbinding met Noorwegen (NorNed) en een in voorbereiding zijnde verbinding met Denemarken (COBRAcable). De afgelopen jaren zijn er nieuwe elektriciteitscentrales gebouwd met een totaal vermogen van MW. Verder wordt momenteel een windpark op zee aangesloten. 8

9 De genoemde ontwikkelingen leiden tot knelpunten in de afvoer van het opgewekte vermogen vanuit Eemshaven. Knelpunten zijn er onder andere op de verbindingen Eemshaven Eemshaven Oudeschip, Eemshaven Vierverlaten, Ens Lelystad en Diemen Lelystad. Om deze knelpunten op te lossen moet het transportvermogen worden verhoogd door een combinatie van verzwaring van een deel van het bestaande net en het realiseren van nieuwe verbindingen. Naast de al gerealiseerde verzwaring van de verbinding Vierverlaten Hessenweg (2011), is het project Noord-West 380 kv (hierna: NW380) gedefinieerd. NW380 wordt op dit moment voorzien in twee fases, waarvan op dit moment Fase 1 wordt voorbereid. Het besluit over de realisatie van Fase 2 wordt later genomen, zodra de marktontwikkelingen daartoe aanleiding geven. Fase 1 van NW380 bestaat uit twee afzonderlijke onderdelen, met elk twee deelprojecten: Het eerste onderdeel is de aanleg van een nieuwe 380kV-verbinding van circa 40 km van station Eemshaven-Oudeschip naar station Vierverlaten (hierna: EOS-VVL) van 2x2.635 MVA en de bouw van een nieuw 380kV-hoogspanningsstation bij Vierverlaten (hierna: station VVL) ten westen van de stad Groningen, die elk een deelproject vormen. Beide deelprojecten vallen onder de RCR-procedure (zowel de ruimtelijke module als de vergunningenmodule). Het tweede onderdeel is de verzwaring van de bestaande verbinding Diemen Lelystad Ens van circa 70 km, ter verhoging van de transportcapaciteit naar 2x2.635 MVA. Daarbij worden ook de stations in Ens, Lelystad en Diemen aangepast. Hierbij gelden respectievelijk de verbinding Diemen Lelystad (hierna: DIM-LLS) en de verbinding Lelystad Ens (hierna: LLS-ENS) als afzonderlijke deelprojecten. Fase 2 betreft de uitbreiding van de verbinding EOS-VVL met twee extra circuits en de realisatie van een gecombineerde 220/380kV-verbinding tussen Vierverlaten en Ens, met een capaciteit van respectievelijk 2x950 MVA en 2x2.635 MVA. Voor de deelprojecten EOS-VVL en station VVL bevindt het Inpassingsplan zich op dit moment in de fase van voorontwerp. Conform de uitgangspunten van het SEV III is vanuit de Rijkscoördinatieregeling onder verantwoordelijkheid van het Ministerie van Economische Zaken een voorgenomen tracé vastgesteld. Naar verwachting zal het Ontwerp-Inpassingsplan medio 2017 ter inzage worden gelegd. Zuid-West 380 kv In de provincie Zeeland wordt aanmerkelijk meer elektriciteit geproduceerd dan er wordt verbruikt. Met het definitieve besluit tot de bouw van de nieuwe Sloecentrale bij Borssele (2007) en het wegvallen van een aantal grootverbruikers in Zeeland, wordt het hoogspanningsnetwerk vanuit Borssele volledig benut voor transport naar het achterland. De huidige verbinding zit dus als het ware 'vol'. Dit heeft als gevolg dat: Er onvoldoende toekomst-vaste aansluitcapaciteit beschikbaar is voor nieuwe (grootschalige) conventionele opwekking, nieuwe (grootschalige) offshore windenergie en windenergie op land. Dit geldt niet alleen in Borssele maar voor heel Zeeland, inclusief Zeeuws-Vlaanderen (met het industriegebied in Terneuzen); 9

10 Er geen onderhoud meer kan worden uitgevoerd aan de hoogspanningsverbindingen vanuit Borssele, zonder aanmerkelijke productiebeperkingen op te leggen. Afstemming van gelijktijdig onderhoud aan productie-eenheden en het hoogspanningsnetwerk is niet meer mogelijk zonder aanzienlijke economische gevolgen (structureel). Om dit probleem op te kunnen lossen is het project Zuid-West 380 kv (hierna: ZW380) gedefinieerd, een 380kV-verbinding van Borssele naar Tilburg. In 2014 is vastgesteld dat onder meer in verband met de behoefte aan vergroting van de interconnectiecapaciteit met België de bouw van een nieuw 380kV-station bij Rilland eerder dan voorzien noodzakelijk werd. Met station Rilland vermindert daarnaast het onderhoudsknelpunt op de 380kV-verbindingen Borssele Rilland, Rilland Zandvliet en Rilland Geertruidenberg en is het mogelijk geworden om de verbinding van Borssele naar Tilburg in de tijd gefaseerd aan te leggen in twee tracédelen: Borssele Rilland en Rilland Tilburg. Omdat de besluitvorming over het Brabantse deel van ZW380 vertraging opliep, is besloten om deze, nu technisch mogelijke, splitsing door te voeren. ZW380 bestaat daarom nu uit twee deeltracés: ZW West (Borssele Rilland) en ZW Oost (Rilland Tilburg) die gefaseerd in de tijd aangelegd zullen worden. Het realiseren van ZW West biedt al een oplossing voor een aantal knelpunten: Het bestaande 380 kv transportcapaciteitsknelpunt in het tracédeel Borssele Rilland wordt opgelost; Het bestaande onderhoudsknelpunt op het tracédeel Borssele Rilland wordt op zo kort mogelijke termijn opgelost. Met het realiseren van ZW Oost wordt voorzien in: Het oplossen van het bestaande 380kV-transportcapaciteitsknelpunt in het tracédeel Rilland Geertruidenberg en het voorzien in voldoende transportcapaciteit om productie vanuit Zeeland af te voeren naar de landelijke ring bij Tilburg; Het oplossen van het resterende onderhoudsknelpunt in het tracédeel Rilland Geertruidenberg; Het koppelen van het 150kV-hoogspanningsnet in Brabant met de landelijke hoogspanningsring bij het nieuw te bouwen 380kV-station Tilburg met als doel om knelpunten in het 150kVhoogspanningsnetwerk op te lossen en investeringen in het 150kV-hoogspanningsnetwerk te voorkomen. De overkoepelende hoofddoelstelling van ZW380 om productie vanuit Zeeland af te voeren naar de landelijke ring is na realisatie van de projecten ZW West én ZW Oost compleet. Daarnaast ontstaat uiteindelijk een structuur die Zeeland op twee manieren verbindt met het landelijke 380 kv-net. Oorspronkelijk bestond ZW380 uit één project met één RCR-procedure. TenneT heeft bij de Ministeries van EZ en I&M een verzoek ingediend om voor het te bouwen 380kV-station Rilland een aparte RCR-procedure op te starten en de RCR-procedure voor de verbinding te splitsen in twee delen, te weten Borssele Rilland (ZW West) en Rilland Tilburg (ZW Oost). Dit maakte het mogelijk de verbinding gefaseerd in de tijd aan te leggen zoals hiervoor beschreven. De Ministers zijn hier in mei 2014 mee akkoord gegaan. Het Ontwerp-Inpassingsplan voor station Rilland is ter inzage gelegd in april 2015 en het Inpassingsplan is vastgesteld in oktober De zitting van de Raad van State over het Inpassingsplan van station Rilland heeft eind maart 2016 plaatsgevonden. In mei 2016 is het Inpassingsplan onherroepelijk geworden en is gestart met de bouw. 10

11 Voor het westelijk tracé tussen Borssele en Rilland is begin maart 2016 het Ontwerp-Inpassingsplan ter inzage gelegd. Op 2 december is het Inpassingsplan gepubliceerd. Het oostelijk tracé tussen Rilland en Tilburg heeft een significante vertraging opgelopen, doordat het voorziene voorkeursalternatief is verlaten. Het project is daarmee teruggezet in het proces tot de startnotitie en er zal naar verwachting in het tweede kwartaal van 2017 een nieuw voorkeurstracé kunnen worden bepaald. Doetinchem-Wesel 380 kv De vrije Europese elektriciteitsmarkt biedt mogelijkheden voor de handel in en uitwisseling van elektriciteit. Om dit ook feitelijk mogelijk te maken moet het Europese elektriciteitstransportnet uitgebreid worden. In het bijzonder is de aanleg van extra interconnectie-capaciteit tussen Nederland en Duitsland noodzakelijk vanwege: De verdere ontwikkeling naar één (Noordwest) Europese elektriciteitsmarkt, een Europees en nationaal beleidsdoel; Het handhaven van de betrouwbaarheid van het Nederlandse elektriciteitssysteem in het licht van toenemende grensoverschrijdende transporten; Het faciliteren van verdere groei in duurzame elektriciteitsproductie in Nederland en in het buitenland, door flexibilisering van het transportnet. Een nieuwe verbinding tussen de 380kV-hoogspanningsstations Doetinchem en Niederrhein (Wesel) (hierna: DW380) draagt bij aan al deze drie doelstellingen. Het is dan ook door de Europese Commissie aangemerkt als Project of Common Interest (PCI). TenneT realiseert voor deze interconnector een 380kV-verbinding tussen Doetinchem en de grensovergang bij Voorst. Het betreft een nieuwe bovengrondse 380kV-verbinding van ca. 23 km op Nederlands grondgebied. Verder wordt het 380kV-hoogspanningsstation in Doetinchem uitgebreid. De verbinding wordt deels gecombineerd met een 150kV-verbinding tussen de 150kVhoogspanningsstations Doetinchem, Ulft en Dale. Daardoor kunnen delen van de bestaande 150kVverbinding geamoveerd worden. Verder wordt door middel van een ondergrondse 150kV-kabel de nieuwe gecombineerde verbinding aangesloten op de te behouden gedeelten van de bestaande 150kV-verbinding en 150kV-stations. De 150kV-verbinding naar Zevenaar vanaf hoogspanningsstation Langerak 150 kv wordt deels ondergronds aangelegd, parallel aan de bovengrondse 380/150kV-verbinding. In totaal wordt hierdoor circa 7 km ondergrondse 150kV-kabel toegepast. Aan Duitse zijde wordt de verbinding gerealiseerd door Amprion. De verbinding geeft een vergroting van de interconnectiecapaciteit met Duitsland met circa MW. Het project DW380 valt onder de Rijkscoördinatieregeling. Het Nederlandse deel van het tracé en de uitvoeringswijze worden in een Inpassingsplan vastgesteld door de Minister van Economische Zaken en de Minister van Infrastructuur en Milieu. Zij vormen samen het Bevoegd Gezag. De Minister van Economische Zaken en de Minister van Infrastructuur en Milieu hebben in april 2015 het Inpassingsplan voor de 380kV-verbinding tussen Doetinchem en Voorst vastgesteld. In december 2015 heeft de zitting bij de Raad van State plaatsgevonden. In maart 2016 is het Inpassingsplan onherroepelijk geworden. 11

12 COBRAcable TenneT en Energinet.dk zijn van plan om een onderzeese HVDC verbinding te realiseren die het Nederlandse en Deense elektriciteitsnet met elkaar verbindt. Daartoe hebben de twee TSO's in 2009 een Cooperation Agreement ondertekend om de ontwikkeling van deze COBRAcable vorm te geven. De beoogde verbinding met een capaciteit van circa 700 MW zal ongeveer 325 kilometer lang zijn en aanlanden in Eemshaven (Nederland) en in Endrup (Denemarken) en zal in 2019 in bedrijf gaan. Twee converters één in Nederland en één in Denemarken - zijn nodig om de kabel aan te sluiten op het bestaande net. Deze interconnector zal de import van groene wind energie vanuit Denemarken mogelijk maken, een sterk geïntegreerd Europees elekctriciteitsnetwerk mogelijk maken, leiden tot een verlaging van CO 2 uitstoot en voor een verhoogde leveringszekerheid zorgen. Er is Europese subsidie verleend aan de COBRAcable, omdat de kabel technisch gereed wordt gemaakt om windparken op zee aan te kunnen sluiten. Hierdoor kan de COBRAcable een eerste stap zijn naar een toekomstig geïntegreerd netwerk op de Noordzee. Wind op Zee Het vermogen aan wind op zee zal de komende tijd flink toenemen. De ministeries van EZ en lenm hebben in september 2014 de Routekaart windenergie op zee gepubliceerd. In de strategie zijn drie windenergiegebieden aangewezen: Borssele (1.400 MW), Hollandse Kust Zuid (1.400 MW) en Hollandse Kust Noord (700 MW), waarvoor in de periode vijf subsidietenders van telkens 700 MW worden gehouden. De eerste tenders zijn inmiddels succesvol afgesloten. In de Routekaart wordt geconcludeerd dat een gecoördineerde netaansluiting van windparken op zee leidt tot lagere maatschappelijke kosten en een kleinere impact op de leefomgeving. Met een gecoördineerde aanpak en de aanwijzing van TenneT als netbeheerder van het net op zee kunnen kostenbesparingen worden gerealiseerd. TenneT is daarbij verantwoordelijk voor de verbindingen naar land. Een nieuw concept voor een net op zee gaat uit van standaardplatforms waarbij per platform 700 MW aan windenergievermogen aangesloten kan worden. Deze strategie is volledig gebaseerd op AC-verbindingen en is modulair van opzet. Het ontwerp baseert zich op aansluitingen met een spanningsniveau van 220kV (2x 350 MW) en 66kV aan de zijde van de windparken. Het TenneT concept maakt individuele radiale netaansluitingen voor de afzonderlijke windparken overbodig. De parkkabels van de windturbines worden rechtstreeks ingevoerd op het TenneT platform. De opleverdatum van de netaansluiting voor de eerste twee kavels bij Borssele is 31 augustus De kwaliteit en de staat van onderhoud van de netten De landelijke en regionale netbeheerders elektriciteit rapporteren elk jaar aan de Autoriteit Consument en Markt (ACM) over de kwaliteit van de transportdienst en hun dienstverlening in het voorgaande jaar. Deze rapportages omvatten onder meer de onderbrekingen van de transportdienst (zowel de onvoorziene als voorziene onderbrekingen), de uitbetaalde compensaties bij ernstige storingen en de kwaliteit van de dienstverlening aan afnemers, zoals het tijdig afhandelen van klachten en tijdige aankondiging van onderhoud. De gegevens die hieronder zijn opgenomen, maken onderdeel uit van de genoemde rapportages van de landelijke en regionale netbeheerders 12

13 elektriciteit. Tabel 2 geeft een overzicht van de jaarlijkse uitvalduur per afnemer ten gevolge van onvoorziene onderbrekingen. De jaarlijkse uitvalduur is het gemiddelde aantal minuten dat de elektriciteitsvoorziening is onderbroken per afnemer en is een indicator voor de betrouwbaarheid van het elektriciteitsnet. De gegevens worden weergegeven voor de regionale netbeheerders en de beheerder van het landelijk elektriciteitsnet TenneT. Tabel 2 Jaarlijkse uitvalduur door onvoorziene onderbrekingen per afnemer, Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder Gemiddeld Cogas Infra & Beheer 6,5 2,9 4,0 4,5 Enduris 17,6 16,5 15,6 16,6 Endinet 6,8 11,6 13,1 10,5 Enexis 23,6 17,7 14,2 18,5 Liander 24,0 19,8 21,9 21,9 Rendo 7,7 6,0 12,9 8,9 Stedin 21,2 21,1 24,3 22,2 Westland Infra Netbeheer 15,6 14,4 5,4 11,8 TenneT 0,28 0,5 13,13 4,6 Landelijk gemiddelde 2 23,4 20,0 32,9 25,4 2 Het landelijk gemiddelde van de jaarlijkse uitvalduur is hoger dan voor elke individuele netbeheerder doordat er dubbeltellingen plaatsvinden in het totale aantal afnemers. Dit wordt veroorzaakt doordat enkele netbeheerders ook netten beheren waaraan een onderliggend net van een andere netbeheerder is aangesloten. Hierdoor kunnen de afnemers van de laatstgenoemde netbeheerder uitvallen door een storing in het bovenliggende net van de eerstgenoemde netbeheerder. 13

14 Voorziene onderbrekingen zijn onderbrekingen die het gevolg zijn van geplande werkzaamheden. Deze staan in tabel 3 weergegeven. Tabel 3 SAIDI (System Average Interruption Duration Index) ten gevolge van voorziene onderbrekingen per afnemer, Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder Gemiddeld Cogas Infra & Beheer 3,9 1,1 0,7 1,9 Enduris 2,1 2,5 2,5 2,4 Endinet 5,2 7,8 9,8 7,6 Enexis 5,8 4,7 4,7 5,1 Liander 8,9 8,6 6,3 7,9 Rendo 11,7 5,9 6,8 8,1 Stedin 2,5 3,5 2,7 2,9 Westland Infra Netbeheer 3,5 11,6 2,3 5,8 TenneT 0,0 0,0 0,0 0,0 Landelijk gemiddelde 5,0 5,8 4,8 5,2 1.5 De maatregelen in geval van piekbelasting of in gebreke blijven van een of meerdere leveranciers De resultaten uit de monitoringsrapportage geven geen aanleiding om nieuwe maatregelen te treffen om de toekomstige leveringszekerheid in Nederland te waarborgen. Mocht ondanks dit goede vooruitzicht de leveringszekerheid op de lange termijn toch in gevaar komen, dan kan het, in overleg met ACM, TenneT en het CPB (Centraal Planbureau), ontwikkelde vangnet worden ingezet om de leveringszekerheid te garanderen. Indien het vangnet wordt ingezet, worden investeringen in nieuwe productiecapaciteit aangemoedigd. De richtlijn leveringszekerheid (Richtlijn 2005/89/EG van het Europees Parlement en de Raad van de Europese Unie van 18 januari 2006) biedt de mogelijkheid om investeringen in productiecapaciteit te initiëren. Met deze richtlijn wordt beoogd een helder Europees kader te creëren voor marktpartijen, overheden, netbeheerders en toezichthouders om investeringen in productievermogen en interconnectiecapaciteit beter te faciliteren. Het Ministerie van Economische Zaken heeft deze richtlijn geïmplementeerd in de Elektriciteitswet 1998 op 24 januari Bij deze implementatie heeft de Minister gebruik gemaakt van de mogelijkheid om het vangnet een wettelijke basis te verschaffen (voor meer informatie zie: Tweede Kamerstukken , 30934). Regeling bij 'faillerende' leverancier aan kleinverbruikers Nederland kent een vergunningstelsel voor de levering aan kleinverbruikers. Als een leveranciersvergunning wordt ingetrokken door bijvoorbeeld een faillissement, zouden theoretisch de afnemers van de leverancier in kwestie, als zij zelf geen actie hebben ondernomen, meteen moeten 14

15 worden afgesloten. De afnemers hebben immers geen geldig leveringscontract meer omdat zij alleen beleverd mogen worden door een vergunninghouder. In de praktijk is dit snelle afsluiten maatschappelijk ongewenst. In de regelgeving over dit onderwerp is daarom allereerst de mogelijkheid opgenomen om vóór het feitelijke intrekken van de leveringsvergunning het klantenbestand of een deel daarvan aan één of meerdere andere vergunninghouders te verkopen. Indien dat niet of slechts ten dele lukt, zullen de resterende kleinverbruikers die op het moment van het intrekken van de leveringsvergunning hun leverancier kwijtraken, over de andere leveranciers met vergunning verdeeld worden. Alle leveranciers aan kleinverbruikers op de markt functioneren dus tezamen als noodleverancier. Deze regeling geldt zowel voor elektriciteit (Besluit Leveringszekerheid Elektriciteit, Staatsblad 2006, 104) als gas (Besluit Leveringszekerheid Gaswet, Staatsblad 2004, 170). Bij de regeling hebben de landelijk netbeheerders voor elektriciteit (TenneT) respectievelijk voor gas (GTS) een centrale en coördinerende rol. 15

16 Hoofdstuk 2 Voorzieningszekerheid van (aard)gas Dit hoofdstuk bevat een overzicht van de voorzieningszekerheid van (aard)gas in Nederland. Voor meer informatie wordt verwezen naar het Netwerk Ontwikkelingsplan 2015 ( Dit rapport is opgesteld door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet, Gasunie Transport Services B.V. (hierna: GTS). 2.1 Het evenwicht van vraag en aanbod op de nationale markt Het is belangrijk om inzicht te hebben in de mate waarin de Nederlandse gasvraag ingevuld kan worden met aanbodvolumes. Nederland beschikt over substantiële gasvoorraden die kunnen worden gebruikt om in de gasvraag te voorzien. Het meeste Nederlandse gas bevindt zich in het Groningenveld. Zowel op de korte als op de lange termijn is er onzekerheid over de productie van dit veld. Bij de beslissingen over de toegestane hoeveelheid te winnen gas uit het Groningenveld wordt voor de leveringszekerheid rekening gehouden met zowel de jaarlijkse vraag als de piekvraag naar laagcalorisch gas. Hiernaast zit er nog veel aardgas in kleinere velden, dit is veelal hoogcalorisch gas. De jaarlijkse gasproductie uit het Groningenveld en de kleine velden schommelde jaren rond de 80 BCM, maar is vanaf het jaar 2015 gaan dalen door zowel de beperkingen op Groningen als het teruglopend aanbod vanuit de kleine velden. In eigen land wordt jaarlijks rond de 35 à 40 BCM geconsumeerd. Nederland blijft de komende jaren een netto exporteur van aardgas. Dit zal in de toekomst gaan veranderen omdat de hoeveelheid in Nederland geproduceerd gas aan het afnemen is. Nederland moet dan naast eigen productie aardgas importeren voor binnenlands gebruik. Dit gas zal uit andere landen zoals Rusland of Noorwegen moeten komen. Gas kan ook naar Nederland komen in de vorm van vloeibaar aardgas (LNG), bijvoorbeeld uit het Midden-Oosten. Met andere woorden, Nederland zal overgaan van netto exporteur van aardgas naar netto importeur. Kleine velden productie De productie van de kleine velden neemt in de toekomst af. Het Ministerie van Economische zaken geeft jaarlijks een raming af voor de toekomstige productiecijfers van de kleine velden (3). De meest recente cijfers zijn afkomstig uit het rapport van De geraamde productie van de kleine velden ziet er uit zoals weergegeven in figuur

17 Figuur 4: Kleine velden gasproductie Groningen productie Het kabinet heeft eind september 2016 besloten tot een productieniveau van 24 miljard m 3 (BCM) per gasjaar (1 oktober 30 september) voor de gaswinning uit het Groningenveld in de komende vijf jaar. Additionele productie uit het Groningenveld tot maximaal 6 BCM wordt, conform advies van GTS, vanuit het oogpunt van leveringszekerheid alleen toegestaan in die mate dat het jaar kouder is dan een gemiddeld jaar, voor de periode dat het kouder is en rekening houdend met een gelijkmatige winning conform het advies van het Staatstoezicht op de Mijnen (SodM). Bij de vaststelling van dit productieniveau zijn het beperken van veiligheidsrisico s en het zoveel mogelijk beperken van schade belangrijke overwegingen geweest. Het niveau is voldoende om in een gemiddeld jaar de leveringszekerheid te borgen. Voor deze rapportage wordt daarom uitgegaan van dit besluit voor een periode van vijf jaar met ingang van gasjaar 2017 (oktober 2016-september 2017). Voor de jaren na 2021 (na de periode van vijf jaar met het huidig toegestane productieniveau) wordt in deze rapportage uitgegaan van het verder handhaven van het niveau van 24 BCM, totdat deze productie hoger wordt dan het productieprofiel, zoals gepresenteerd in het rapport 'delfstoffen-en-aardwarmte-in-nederlandjaarverslag-2014' waarna het productieprofiel uit dit rapport wordt gevolgd. De volumebalans Met de cijfers voor de nationale productie (Groningen en kleine velden, zoals hierboven beschreven) kan de Nederlandse volumebalans worden opgesteld. Daarin zijn de vraagcijfers opgenomen zoals toegelicht in paragraaf 2.2.hieronder. Deze volumebalans is weergegeven in figuur 5. 17

18 Figuur 5 Nederlandse volumebalans Uit de Nederlandse volumebalans blijkt dat er op een termijn van vijf jaar behoefte is aan aanvullend gas om de binnenlandse vraag te kunnen invullen. De binnenlandse productie wordt op die termijn lager dan de binnenlandse vraag. Aanvullende volumes vanuit de omringende landen Het Nederlandse gastransportsysteem, zoals dat in meer dan 50 jaar is ontwikkeld, wordt niet uitsluitend gebruikt voor het leveren van gas ten behoeve van de binnenlandse gebruikers en exportklanten. Het is ook in staat om grote hoeveelheden gas te importeren. Het toekomstig gebruik van het systeem zal, als gevolg van de daling van de Nederlandse productie van gas, sterk worden beïnvloed door de bronnen en omvang van de toekomstige gasinvoer en exportbehoeften. In 2015 werd bijna 31 BCM aardgas ingevoerd. De exportstroom daalt snel maar blijft groot, in 2015 bedroeg het exportvolume bijna 47 BCM. De vraag in Nederland was ongeveer 40 BCM. Figuur 6 toont de volumes die in het Nederlandse transportsysteem kunnen worden ingevoerd waarbij het potentieel van importstromen volledig wordt meegenomen. Uitgaande van de conservatieve aanname dat de exportvolumes de komende jaren op hetzelfde niveau blijven 4, is het potentieel van het Nederlandse net om importvolumes te transporteren voldoende om te blijven voldoen aan de vraag naar exportvolumes. 4 In de jaren 2007 tot en met 2014 bedroeg het getransporteerde volume door het GTS net minimaal TWh (= 100 BCM per jaar) terwijl dit in 2015 lager lag, als gevolg van een daling van de export van gas. 18

19 Figuur 6 Volumes die met het Nederlandse transportsysteem kunnen worden ingevoerd 2.2 Vraagontwikkeling GTS heeft drie vraagscenario's ontwikkeld voor het Netwerk Ontwikkelingsplan De belangrijkste invloed op de vraag in deze scenario s is de snelheid waarmee duurzame energie wordt ontwikkeld en de potentiele groei van de economie. De figuur laat zien dat de komende 20 jaar de Nederlandse gasvraag ofwel zal stabiliseren op het huidige niveau of iets kan dalen. Figuur 7 Gasvraag 2.3 De geplande of in aanbouw zijnde extra productie en netwerkcapaciteit Op basis van de vraagscenario s en de dalende nationale gasproductie, is er een duidelijke behoefte aan extra gas van buiten Noordwest-Europa. De hoeveelheid extra benodigd gas verschilt naargelang het scenario; daarnaast kan de herkomst van dit gas verschillen. De bronnen voor aanvullende levering zijn vooral vloeibaar aardgas (LNG), geleverd aan terminals in Noordwest-Europa en 19

20 Russisch gas, geleverd via pijpleidingen. Analyses van de drie scenario s uit het NOP laten zien dat het hoge druk gastransportsysteem in Nederland (gasrotonde) en het transportsysteem verbonden met de markt, het distributienetwerk, robuust genoeg zijn om de verwachte veranderingen in de aanvoer van en de vraag naar gas de komende tien jaar op te vangen. Er ontstaat echter wel een grotere behoefte om hoogcalorisch gas om te zetten in gas dat geschikt is voor de laagcalorische markt, vanwege de veranderende capaciteit van het Groningenveld. In 2014 is GTS gestart met de voorbereidingen van een nieuwe installatie te Zuidbroek voor het met behulp van stikstof omzetten van hoogcalorisch gas naar laagcalorisch gas. De minister van Economische Zaken heeft recentelijk laten weten na de zomer van 2017 te besluiten of een nieuwe stikstoffabriek bij Zuidbroek noodzakelijk is. Voordat de Minister een definitief besluit neemt over de nieuwe fabriek wil hij bekijken hoe nieuwe ontwikkelingen, die van invloed kunnen zijn op de inzet van kwaliteitsconversie, zich verhouden tot de onzekerheden die er zijn ten aanzien van de toekomstige beschikbaarheid van de bestaande capaciteitsmiddelen. Zo is gebleken dat vanwege de verminderde gasproductie uit het Groningenveld, meer capaciteit op het Groningenveld beschikbaar is dan voorheen werd aangenomen. Ook hebben België en Frankrijk aan de minister aangegeven eerder te kunnen starten met de ombouw van hun gassystemen van laag- naar hoogcalorisch gas. Een belangrijke ontwikkeling is de aanpassing van exitcapaciteit aan de Nederlands-Duitse grens. De ombouw van laagcalorisch gas naar hoogcalorisch gas in Duitsland, als gevolg van de teruglopende eigen productie en de daling van de export van laagcalorisch gas van Nederland naar Duitsland, begint rond Het Nederlandse hoge druk net heeft voldoende capaciteit om hoogcalorisch gas te vervoeren naar de Duitse markt, maar om de marktconversie mogelijk te maken, zijn aanpassingen nodig aan het exitsysteem. Aan de Duitse kant van de grens moeten ook investeringen worden gedaan. Door de verschuiving van aanvoercapaciteit, van de Nederlandse gasvelden naar grensstations en opslagfaciliteiten, moet het transportsysteem tussen deze entrypunten en het hoofdnet worden uitgebreid. De locatie waar extra gas wordt ingevoerd bepaalt waar investeringen nodig zijn. Diverse partijen ontwikkelen plannen die moeten leiden tot een toename van de vraag naar entrycapaciteit en daarmee tot investeringen in het GTS-net: het gaat dan om het entrypunt Oude Statenzijl aan de Nederlands-Duitse grens en de GATE LNG-terminal. De gasopslag Bergermeer is op 1 april 2015 in gebruik genomen. Gasopslag Bergermeer heeft een opslagcapaciteit van 46 TWh (4,1 BCM) wat gelijk staat aan de gemiddelde jaarlijkse gasbehoefte van 2,5 miljoen Nederlandse huishoudens. De ingebruikname van Gasopslag Bergermeer betekent bijna een verdubbeling van de totale Nederlandse gasopslagcapaciteit. 2.4 De kwaliteit en de staat van onderhoud van de netten De landelijke en regionale netbeheerders voor gas rapporteren elk jaar over de kwaliteit van de transportdienst en hun dienstverlening in het voorgaande jaar. Deze rapportages omvatten onder meer de onderbrekingen van de transportdienst (zowel de onvoorziene als voorziene onderbrekingen), de uitbetaalde compensaties bij ernstige storingen, de gemiddelde aanrijdtijd na 20

21 melding van een storing en de kwaliteit van dienstverlening, zoals het tijdig afhandelen van klachten en tijdige aankondiging van onderhoud. Tabel 4 geeft een overzicht van de jaarlijkse uitvalduur voor consumenten en kleinzakelijke afnemers ten gevolge van onvoorziene onderbrekingen in de netten van de regionale netbeheerders. De jaarlijkse uitvalduur - System Average Interruption Duration Index (SAIDI) - is het gemiddelde aantal minuten dat de gasvoorziening is onderbroken per afnemer en is een indicator voor de betrouwbaarheid van het gasnet. De landelijke netbeheerder GTS rapporteert over het aantal onvoorziene onderbrekingen (zie tabel 5). Tabel 4 SAIDI ten gevolge van onvoorziene onderbrekingen, Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder Gemiddeld Cogas Infra & Beheer 0,3 0,9 0,3 0,5 Enduris 13,5 0,4 0,3 4,7 Endinet 0,2 0,2 0,8 0,4 Enexis 0,8 1,5 1,3 1,2 Liander 0,6 7 4,0 3,9 Rendo 0,2 0,3 0,3 0,3 Stedin 0,7 2,1 1,6 1,5 Westland Infra Netbeheer 1,2 0,3 0,9 0,8 Gemiddelde 1 3,2 2,2 2,1 Tabel 5 Aantal onvoorziene onderbrekingen in het gastransportnet van de landelijke netbeheerder, Landelijke netbeheerder Aantal (onvoorziene) onderbrekingen Gas Transport Services

22 Voorziene onderbrekingen Vanaf 2006 worden ook de onderbrekingen gerapporteerd die het gevolg zijn van geplande werkzaamheden. Tabel 6 geeft een overzicht van de jaarlijkse uitvalduur voor consumenten en kleinzakelijke afnemers ten gevolge van voorziene onderbrekingen in de netten van de regionale netbeheerders. Er is geen sprake geweest van voorziene onderbrekingen op het landelijke net. Tabel 6 Jaarlijkse uitvalduur ten gevolge van voorziene onderbrekingen, Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder Gemiddeld Cogas Infra & Beheer 4,8 2,6 2,6 3,3 Enduris 2,0 1,0 1,0 1,3 Endinet 1,8 1,2 1,5 1,5 Enexis 4,9 5,0 5,6 5,2 Liander 7,4 4,7 6,4 6,2 Rendo 0,4 0,3 0,9 0,5 Stedin 4,0 3,4 1,1 2,8 Westland Infra Netbeheer 2,3 3,0 3,1 2,8 Gemiddelde 5,1 4,1 4,2 4,5 22

23 Gemiddelde aanrijdtijd en gemiddelde tijdsduur veiligstellen na storingsmelding Veiligheid is van groot belang bij het transport van gas. Eén van de indicatoren die de veiligheid van de gasvoorziening meet, is de gemiddelde tijdsduur die de netbeheerder nodig heeft voor het ter plekke zijn op de locatie van de storing na de melding ervan (de gemiddelde aanrijdtijd). Een andere indicator voor de veiligheid is de gemiddelde tijdsduur die de netbeheerder nodig heeft voor het veiligstellen van een situatie na een storingsmelding (de gemiddelde tijdsduur veiligstellen na storingsmelding). Sinds 2011 rapporteren de regionale netbeheerders de gemiddelde aanrijdtijd (zie tabel 7). Voor de landelijke netbeheerder GTS geldt de indicator de gemiddelde tijdsduur veiligstellen na storingsmelding (zie tabel 8) Tabel 7 Gemiddelde aanrijtijd na storingsmelding voor de regionale netbeheerders Gemiddelde aanrijtijd (minuten) Netbeheerder Gemiddeld Cogas Infra & Beheer Enduris Endinet Enexis Liander Rendo Stedin Westland Infra Netbeheer Gemiddelde Tabel 8 Gemiddelde tijdsduur veiligstellen na storingsmelding voor de landelijk netbeheerder, gemiddelde tijdsduur veiligstellen na Landelijke netbeheerder storingsmelding (minuten) Gas Transport Services Kwaliteits- en capaciteitsdocumenten Nederland heeft momenteel een van de meest betrouwbare gas- en elektriciteitsnetwerken in Europa. Om ervoor te zorgen dat dit in de toekomst zo blijft, is blijvend goed beheer en onderhoud van de netten noodzakelijk. Mede om die reden voert ACM tweejaarlijks een onderzoek uit naar de naleving van de Ministeriële Regeling Kwaliteitsaspecten elektriciteit en gas. In dit tweejaarlijkse onderzoek beoordeelt ACM de kwaliteits- en capaciteitsdocumenten (hierna: KCD's) van de netbeheerders. Met deze KCD's tonen de netbeheerders aan dat ze de kwaliteit van hun activiteiten en netten hebben geborgd en over voldoende capaciteit in hun netten beschikken, nu en in de toekomst, voor het transport van gas en elektriciteit vanaf de bron (de producent) naar een bedrijf of huishouden. 23

24 2.5 De maatregelen in geval van piekbelasting Pieklevering GTS is verantwoordelijk voor de pieklevering aan kleinverbruikers in die gevallen waarbij de temperatuur in het bereik -9 C tot -17ºC komt te liggen. Om te voorkomen dat kleinverbruikers tijdens een periode van extreme koude zonder gas komen te zitten door een tekort aan productie- en transportcapaciteit heeft GTS de wettelijke verantwoordelijkheid om volume en capaciteit te reserveren waarmee kleinverbruikers kunnen worden beleverd met het extra benodigde gas als de benutte capaciteit de gereserveerde transportcapaciteit voor een effectieve etmaaltemperatuur van -9 C overschrijdt. Omdat de transportinfrastructuur ook rekening houdt met een temperatuur van -17 C is GTS in staat om de benodigde volumes in deze gevallen ook te transporteren. De pieklevering beperkt zich tot de uren waarin het uurverbruik van kleinverbruikers boven het maximale uurverbruik ligt van een dag met een etmaaltemperatuur van -9ºC. De energiedistributiebedrijven (leveranciers) die gas leveren aan de kleinverbruikers zijn verplicht dit volume en de bijbehorende capaciteit af te nemen van GTS. Ten behoeve van deze leveringsplicht maakt GTS gebruik van twee voorzieningen: 1. Installatie voor vloeibaar aardgas (LNG) op de Maasvlakte van Gasunie; 2. Externe capaciteit die middels een jaarlijkse tender op de markt ingekocht wordt. In de winter van is een pieklevering van 2,25 mln. m3/u gecontracteerd door GTS, met een volume van 88 mln. m3. Van de afgelopen zeven winters, heeft GTS driemaal gebruik moeten maken van pieklevering. Noodlevering De noodlevering betreft de maatregelen voor een situatie waarbij een leverancier in gebreke blijft. Nederland kent een vergunningstelsel voor de levering aan kleinverbruikers. Als een leveranciersvergunning wordt ingetrokken door bijvoorbeeld een faillissement, zouden theoretisch de afnemers van de leverancier in kwestie, als zij zelf geen actie hebben ondernomen, meteen moeten worden afgesloten. De afnemers hebben immers geen geldig leveringscontract meer omdat zij alleen beleverd mogen worden door een vergunninghouder. In de praktijk is dit snelle afsluiten zowel technisch niet mogelijk als maatschappelijk ongewenst. In de regelgeving over dit onderwerp is daarom allereerst de mogelijkheid opgenomen om vóór het feitelijke intrekken van de leveringsvergunning het klantenbestand of een deel daarvan aan één of meerdere andere vergunninghouders te verkopen. Indien dat niet of slechts ten dele lukt, zullen de resterende kleinverbruikers die op het moment van het intrekken van de leveringsvergunning hun leverancier kwijtraken, over de andere leveranciers met vergunning verdeeld worden. Alle leveranciers aan kleinverbruikers op de markt functioneren dus tezamen als noodleverancier. Deze regeling geldt zowel voor elektriciteit (opgenomen in systeemcodes van Energiekamer) als gas (Besluit Leveringszekerheid Gaswet, Staatsblad 2004, 170). Bij de regeling hebben de landelijke netbeheerders voor elektriciteit (TenneT) resp. voor gas (GTS) een centrale en coördinerende rol. 24