Monitoringsrapportage leverings- en voorzieningszekerheid elektriciteit 2019 Datum 21 januari 2019 1
Colofon Deze monitor is samengesteld door de directie Elektriciteit van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat op basis van input van Tennet TSO en de Autoriteit Consument en Markt. 21 januari 2019 2
Inhoudsopgave 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 3
Inleiding De Europese richtlijn 2009/72/EC Elektriciteit verplicht lidstaten om eens in de twee jaar 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. 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 2018 (2017 2033) van TenneT TSO B.V. Het kwaliteits- en capaciteitsdocument 2017 Elektriciteit (deel 1 en 2) van Tennet TSO B.V. Deze monitor leveringszekerheid is vinden op www.tennet.eu. 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. 4
LOLE (uren/jaar) 1.1 Evenwicht van vraag en aanbod op de nationale markt In figuur 1 zijn de resultaten van de basisvariant van de monitoring 2017-2025 samengevat. In de figuur is het voldoen aan de gehanteerde 4-uursnorm met een groen vlak aangegeven. De lijn representeert de berekende LOLE-waarden (Loss of Load Expectation). Het zwarte deel van de lijn representeert de berekende gerealiseerde waarden voor de periode 2014-2017. De groene lijn vertegenwoordigt de LOLE na 2017 als uitkomst van de marktsimulaties op basis van de geprognosticeerde data. 1000 10 0,1 0,001 0,00001 0,0000001 2013 2016 2019 2022 2025 Basisvariant (gerealiseerde NB volgens opgave producenten) Basisvariant (geraamde NB volgens opgave producent) Figuur 1. Hoofdresultaat monitoring 2017-2025 (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 beschouwde periode tot en met 2025 geen sprake is van een situatie van vermogenstekorten: het binnenlandse vermogen is toereikend om aan de gehanteerde LOLE-norm van 4 uren per jaar te voldoen. Door een stijging van het elektriciteitsverbruik in 2016 en de vermindering van het operationeel thermische vermogen nam de LOLE iets toe. Daarna kent de LOLE een redelijk vlak verloop tot aan 2022 (van 0,012 naar 0,067 uur per jaar). In de jaren daarna neemt de LOLE toe als gevolg van een gestage vermindering van het operationeel thermisch vermogen. Tabel 1 geeft in aanvulling op de in figuur 1 gepresenteerde berekeningsuitkomsten nadere informatie over de ontwikkeling van de binnenlandse vraag en aanbod in de basisvariant. Het binnenlandse aanbod is daarbij onderverdeeld in operationeel en niet-operationeel vermogen. Het operationele vermogen is nader uitgesplitst naar thermisch vermogen (met uitzondering van waste 1 ), zon-pv-, 1 waste: dit is een internationale categorie van opgesteld vermogen voor het opwekken van elektriciteit met als brandstof het afval en de kleinschalige biomassa. 5
waterkracht- en windvermogen en overig vermogen (hoofdzakelijk waste). In de tabel is naast de uitkomsten in termen van LOLE ook een zogenaamde firm capaciteitswaarde gepresenteerd, die de mate van overschot of tekort weergeeft. Een negatief vermogenstekort is een vermogensoverschot ten opzichte van de norm van 4 uren LOLE per jaar. De firm waarde representeert een overschot 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, circa 1,15 à 1,30 MW equivalente productiecapaciteit nodig is per 1,00 MW firm capaciteit. Tabel 1. Hoofdresultaten monitoring, realisatie 2014-2017 en prognose 2018-2025 met nietbeschikbaarheid van de productiemiddelen volgens de opgave van producenten (basisvariant) jaar elektriciteitsvraag niet operationeel vermogen LOLE firm operationeel zon-pv/ thermisch overige NB o.b.v. vermogens- vermogen totaal wind/hydro (beh. waste ) (o.a. waste ) opgaven tekort TWh GW GW GW GW GW h GW 2014 114,0 2,7 28,7 3,5 24,2 1,1 0,00-3,9 2015 114,7 4,4 28,8 4,0 23,8 1,1 0,00-3,9 2016 115,9 4,1 28,4 4,9 22,3 1,1 0,02-1,8 2017 116,3 3,6 30,0 6,4 22,4 1,2 0,01-1,9 2018 115,8 2,9 29,5 7,1 21,2 1,2 0,01-2,0 2019 114,8 3,1 30,5 8,6 20,7 1,2 0,01-2,1 2022 114,2 2,1 35,1 14,4 19,4 1,2 0,07-1,6 2025 113,8 2,5 39,8 20,7 17,8 1,2 2,50-0,2 Opmerking: NB = niet-beschikbaarheid van productiemiddelen Uit tabel 1 blijkt dat het firm vermogensoverschot (firm negatief vermogenstekort) slinkt in de periode tot aan 2025, waarbij de LOLE oploopt tot 2,5 uren in die periode. Dit komt voornamelijk doordat het thermisch operationeel vermogen afneemt, bij een gematigd dalende elektriciteitsvraag. De enorme toename van opwekvermogen uit met name zon-pv- en windvermogen heeft - zolang opslag onvoldoende mogelijk is - bij het bepalen van de leveringszekerheid een geringe bijdrage door het intermitterend karakter en beperkt aantal zonuren. Het firm vermogensoverschot in zichtjaar 2019 (2,1 GW) neemt verder af in de zichtjaren 2022 en 2025 naar respectievelijk 1,6 GW en 0,2 GW. 1.2 Vraagontwikkeling Het totale bruto elektriciteitsverbruik in Nederland schommelt de laatste jaren rond de 119 TWh en dat is inclusief de door transport ontstane netverliezen. In 2017 was het elektriciteitsverbruik 119,9 TWh. Dit verbruikscijfer is de hoeveelheid elektriciteit die is afgeleverd aan verbruikers in Nederland plus het elektriciteitsverbruik van installaties waarmee de elektriciteit werd geproduceerd. Dat laatste wordt het verbruik 'bij de productie' genoemd en bedraagt circa 3,6 TWh in 2017. Het verbruik 'bij de productie' wordt in de monitoring buiten beschouwing gelaten. Het voorlopig door CBS vastgesteld netto elektriciteitsverbruik komt daarmee in 2017 uit op 116,3 TWh. In figuur 2 wordt het netto verbruik uitgesplitst in de categorieën 'via het openbare net' (101,4 TWh) en 'via bedrijfsnetten' (14,9 TWh). 6
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 [TWh] netto elektriciteitsverbruik Nederland 140 120 100 80 60 40 20 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* 2017* Via het openbare net Via bedrijfsnetten Figuur 2. Netto elektriciteitsverbruik in Nederland volgens het CBS [ *: voorlopige waarden] Figuur 3 toont de gerealiseerde en geprognosticeerde ontwikkeling van de binnenlandse elektriciteitsvraag, waarbij voor deze monitoring ook een scenario met een hoge vraag is beschouwd. Dit scenario Hoog ligt meer in lijn met de realisaties tot en met 2016 en het Referentiescenario (Monitoring 2017) dan de prognose scenario Hoog uit de monitoring 2017. 140,0 135,0 130,0 125,0 120,0 115,0 110,0 105,0 Gerealiseerd en geprognosticeerd elektriciteitsverbruik [TWh] Realisatie (CBS) Voorlopig (CBS) Referentiescenario (Monitoring 2016) Hoog scenario (Monitoring 2016) Referentiescenario (Monitoring 2017) Hoog scenario (Monitoring 2017) Referentiescenario (Monitoring 2018) Hoog scenario (Monitoring 2018) Figuur 3. Gerealiseerd en geprognosticeerd elektriciteitsverbruik in Nederland 7
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. 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. De aanbestedingstrajecten zijn afgerond en de realisatie is per januari 2014 van start gegaan. In 2015 en 2016 is in het landelijk 380 kv- en 220 kv net een aantal aanpassingen in bedrijf genomen: Uitbreiding van het 380 kv-station Oostzaan met één veld voor het tweede 380 kv-circuit Beverwijk Oostzaan Opwaardering van de 150 kv-verbinding Velsen Hemweg naar het tweede 380 kv-circuit Beverwijk Oostzaan Realisatie van het eerste deel van het railsysteem in het 380 kv-station Beverwijk Realisatie van een tweede transformator op het 380 kv-station Beverwijk Realisatie van de overige deelprojecten is ter hand genomen. Geplande inbedrijfsteldatum is in 2019. 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 3.000 MW. Ook werd het offshore windpark Gemini (600 MW) aangesloten. De genoemde ontwikkelingen leiden tot knelpunten in de afvoer van het opgewekte vermogen vanuit Eemshaven. 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. 8
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. De budgetaanvraag voor NW380 fase 1 is goedgekeurd. De voorbereidingen van het project zijn ter hand genomen. 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); 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 9
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; hierbij kan onder andere de voorziene grootschalige productie van windenergie voor de Zeeuwse kust, ondanks de vertraging in het Noord-Brabantse deel van de verbinding, toch tijdig worden gefaciliteerd; Het bestaande onderhoudsknelpunt op het tracédeel Borssele Rilland wordt op deze wijze 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. ZW West bevind zich in voorbereiding van de realisatiefase. Voor station Rilland is in april 2015 het ontwerp inpassingsplan ingediend, dat in oktober 2015 is vastgesteld en in juni 2016 onherroepelijk geworden. Voor de verbinding Borssele Rilland is het inpassingsplan in december 2016 vastgesteld en per augustus 2018 onherroepelijk geworden. De voorbereidende werkzaamheden voor station Rilland zijn begin 2017 afgesloten en de 1e paal is eind juni dat jaar geslagen. Voor Oost is in de zomer van 2017 een voorgesteld tracé vastgesteld. Alle documenten zijn voorbereid en gepubliceerd. Beter benutten Op de landelijke 380 kv-ring zijn bij diverse verbindingen knelpunten geconstateerd. Dit maakt spoedige verhoging van de transportcapaciteit van de betreffende verbindingen noodzakelijk. TenneT heeft onderzocht of het opwaarderen en daarmee beter benutten van de bestaande verbindingen mogelijk is. Dit blijkt voor de betreffende verbindingen het geval te zijn en geeft ten aanzien van kostenefficiëntie en beperking van omgevingsimpact aanzienlijke voordelen ten opzichte van het bouwen van nieuwe of extra verbindingen. Daarom is TenneT een programma gestart onder de titel Beter Benutten Bestaande 380 kv (hierna: Beter Benutten), waarbij de komende jaren op verschillende verbindingen de transportcapaciteit zal worden verhoogd naar 2x2.635 MVA (4 ka). 10
Vanwege de urgentie om de capaciteitstekorten op met name Lelystad Ens op te heffen, zal dit project als eerste van de tot nu toe zes deelprojecten van Beter Benutten worden uitgevoerd. De verschillende deelprojecten zijn in ontwikkeling genomen. Interconnectie De Nederlandse elektriciteitsmarkt is gekoppeld aan vier (en vanaf 2019 aan vijf) omringende landen. De capaciteit die beschikbaar kan worden gemaakt voor de markt wordt vastgesteld conform afgesproken methoden om een maximale capaciteit voor de markt beschikbaar te stellen binnen de netveiligheidseisen. Hierdoor zal de beschikbare capaciteit lager zijn dan de fysieke capaciteit van de grensoverschrijdende verbindingen. Voor de komende tien jaar wordt verwacht dat de totale markt interconnectiecapaciteit tussen Nederland en omringende landen bijna zal verdubbelen naar 10,8 GW rond 2025. Belangrijke ontwikkelingen hierbij zijn: De aanleg van een kabelverbinding met Denemarken COBRAcable van 0,7 GW Verdubbeling van de interconnectiecapaciteit met Duitsland naar 5 GW door aanleg van de Doetinchem-Wesel verbinding (1,5 GW), plaatsing extra dwarsregeltransformator in Meeden (0,3 GW) en interne verzwaring Nederlandse net (0,7 GW). Het eerste circuit van de 380 kv verbinding Doetinchem-Wesel is per augustus 2018 in bedrijf genomen, de verbinding wordt per eind 2018 volledig in bedrijf gesteld. Toename van de interconnectiecapaciteit met België met 2 GW naar 3,4 GW door: oplevering van het transformatorstation Rilland (zie Zuid-West 380 kv), plaatsing extra dwarsregelaar bij Maaseik (B), interne versterkingen in het Belgische net en de sluiting van de kerncentrale Doel. COBRAcable TenneT en Energinet.dk realiseren de onderzeese HVDC verbinding COBRAcable, die het Nederlandse en Deense elektriciteitsnet met elkaar verbindt. 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 naar verwachting vanaf 2020 in bedrijf gaan. Deze interconnector zal de import van groene wind energie vanuit Denemarken mogelijk maken, een sterk geïntegreerd Europees elektriciteitsnetwerk 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 Nederlandse overheid heeft in september 2014 de eerste 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 2015-2019 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 11
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 in 2019. Op 27 maart 2018 heeft het kabinet de routekaart 2030 naar buiten gebracht waarin onder meer staat dat TenneT ook deze windparken (6,1 GW) gaat aansluiten. 1.4 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 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. 12
Tabel 2 Jaarlijkse uitvalduur door onvoorziene onderbrekingen per afnemer, 2015-2017 Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder 2015 2016 2017 gemiddeld Coteq 4,00 1,04 5,14 3,39 Enduris 15,61 14,59 16,89 15,70 Endinet 13,07 2,53 n.v.t. 7,80 Enexis 14,18 15,34 13,82 14,45 Liander 21,85 24,96 20,87 22,56 Rendo 12,92 11,65 2,97 9,18 Stedin 24,30 16,99 16,62 19,31 Westland Infra Netbeheer 5,39 11,52 9,01 8,64 TenneT 13,13 0,08 7,40 6,87 Landelijk gemiddelde 32,90 21,00 24,40 26,10 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, 2015-2017 Jaarlijkse uitvalduur (minuten) Netbeheerder 2015 2016 2017 gemiddeld Coteq 0,73 0,85 0,72 0,77 Enduris 2,46 2,79 3,29 2,85 Endinet 9,79 5,42 n.v.t. 7,60 Enexis 4,73 6,20 5,29 5,41 Liander 6,33 9,53 12,31 9,39 Rendo 6,85 5,54 4,26 5,55 Stedin 2,67 2,32 2,36 2,45 Westland Infra Netbeheer 2,28 5,47 2,56 3,44 TenneT 0,00 0,00 0,00 0,00 Landelijk gemiddelde 4,76 6,28 7,02 6,02 1.5 De maatregelen in geval van piekbelasting 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 13
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 2008. 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 2006-2007, 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 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. 14