Expert talk: Naar een interne en goed verbonden elektriciteitsmarkt in Europa
Europese beleidsmakers, marktdeelnemers, regelgevers en transmissienetbeheerders (TSOs) debatteren al jaren over de vraag hoe de internationale groothandelsmarkt voor elektriciteit eruit moet zien. In deze Expert Talk wordt de relevantie van het debat gerechtvaardigd en wordt een weg vooruit uitgestippeld.
Geschreven door Michiel Kenis, doctoraatsonderzoeker bij EnergyVille/KU Leuven, ondersteund door VITO.
Markten versus fysica
Een fundamentele uitdaging bij elektriciteitsstromen is dat we elektriciteit niet simpelweg kunnen dwingen om rechtstreeks van punt A naar punt B te stromen1. In plaats daarvan stroomt het door een complex netwerk van parallelle elektriciteitsleidingen en volgt het de natuurkundige wetten van Kirchhoff. Elke elektriciteitsleidingin het net heeft een beperkte capaciteit die niet mag worden overschreden omwille van de stabiliteit, veiligheid en betrouwbaarheid.
Neem onderstaande figuur als voorbeeld. Handel in elektriciteit binnen Zone 2 van Noord naar Zuid zal, volgens de wetten van Kirchoff, leiden tot fysieke stromen door Zone 1 en Zone 3, die we loop flows noemen. Als gevolg daarvan kan minder transmissiecapaciteit in Zone 1 en 3 worden gebruikt voor handel. Er is dus een verschil tussen commerciële en fysieke stromen: de commerciële transmissiecapaciteit is lager dan de fysieke transmissiecapaciteit.
De rol van stroomgebaseerde marktkoppeling
Het meenemen van beperkingen van het net in groothandelsmarkten voor elektriciteit vormt een uitdaging. Stroomgebaseerde marktkoppeling is voorlopig dé methodologie waarnaar de EU streeft om deze beperkingen op te nemen in de procedure van de groothandelsmarkt. Deze methode wordt sinds 2015 toegepast in Centraal-West-Europa (België, Nederland, Frankrijk, Duitsland, Luxemburg en Oostenrijk) en is onlangs, op 9 juni 2022, uitgebreid naar Oost-Europa [1].
De transmissienetbeheerders spelen een cruciale rol in dit proces, aangezien zij de commerciële transmissiecapaciteit van elke kritieke transmissielijn moeten bepalen. De methodologie van stroomgebaseerde marktkoppeling stelt dat de commerciële transmissiecapaciteit (Remaining Available Margin, RAM) datgene is wat overblijft van de fysieke (thermische) transmissiecapaciteit na aftrek van onzekerheidsmarge(s) en een raming van de fysieke niet-commerciële stromen. Deze laatste zijn voorspellingen en dus onderhevig aan onzekerheden [2].
Uitdagingen voor de grensoverschrijdende handel
Er zijn twee categoriën aan uitdagingen. In de eerste plaats is er vrijheid voor TSOs om de commerciële transmissiecapaciteiten te bepalen, wat een trade-off met zich meebrengt. Een grotere commerciële transmissiecapaciteit verhoogt de economische efficiëntie op de groothandelsmarkt, maar zet de real-time betrouwbaarheid van het net onder druk omdat dit tot netcongestie kan leiden, en vice versa [3].
Er bestaan momenteel twee regulatoire instrumenten om deze afweging te maken. Enerzijds vereist de regelgeving een commerciële transmissiecapaciteit van 70% van de fysieke (thermische) capaciteit tegen 2025 in de EU [4]. Dit is echter niet het resultaat van een techno-economische analyse en zou op een meer dynamische en duidelijk gespecificeerde manier moeten gebeuren. Bovendien kunnen hoge loop flows door een zone TSOs verhinderen 70% te bereiken. De loop flows door België (bv. als gevolg van handel binnen Duitsland of tussen Duitsland en Frankrijk) aan de Belgisch-Nederlandse grens zijn bijvoorbeeld van dezelfde grootteorde als de commerciële handel tussen België en Nederland [5].
Anderzijds biedt incentive-regulering potentieel voor een holistische aanpak [6]. Zo stimuleert de CREG Elia in België met meerdere bouwstenen; meer commerciële transmissiecapaciteit wordt beloond terwijl buitensporige congestiekosten lineair worden bestraft [7].
Een tweede grote categorie aan uitdagingen is de samenstelling van de marktzones (figuur uit [8]). De huidige marktzones in Europa zijn te groot, wat resulteert in onjuiste prijssignalen naar marktdeelnemers. Prijsverschillen tussen marktzones zetten aan tot investeringen in meer transmissiecapaciteit en zones met relatief hoge prijzen zetten aan tot investeringen in generatiecapaciteit. In een te grote biedzone verbergt het ontbreken van enige prijsdifferentiatie binnen de zones de noodzaak van investeringen. Wanneer een dergelijke grote biedzone aan een aantal andere zones grenst, kan dit bovendien resulteren in grote loop flows die de commerciële transmissiecapaciteiten, met inbegrip van grensoverschrijdende uitwisselingen, verminderen (bijvoorbeeld, Duitse grens met Nederland-België-Frankrijk of met Polen-Tsjechië-Oostenrijk). In Europa bestaan er grote marktzones waarvan een opsplitsing in verschillende biedzones gunstig zou zijn voor de economische efficiëntie van de Europese groothandelsmarkten [9]. De opsplitsing van een nationale biedzone in kleinere zones is politiek echter niet eenvoudig.
In sommige regio’s buiten Europa wordt een nog meer verfijnde aanpak gehanteerd, namelijk prijsstelling op basis van knooppunten (nodale markten), waarbij voor elk knooppunt in het net een individuele prijs geldt voor de producenten en verbruikers die aan dat knooppunt zijn verbonden, op basis van de plaatselijke omstandigheden inzake productie/verbruik en congestie van het net. Voorbeelden zijn de Amerikaanse staten New Jersey en Pennsylvania. Wetenschappelijke onderzoek vertelt ons dat een dergelijk prijsmechanisme op basis van knooppunten beter presteert dan het zonale prijsmechanisme dat in Europese landen wordt toegepast.
Er liggen spannende tijden in het verschiet wat grensoverschrijdende handel in elektriciteit betreft. De Europese stakeholders zullen moeten omgaan met de bezorgdheden van regelgevers bij het bepalen van de commerciële transmissiecapaciteit in onze elektriciteitsmarkten. Het is niet zeker of de huidige initiatieven voldoende zullen blijken als antwoord op de uitdagingen gezien de grote loop flows die we waarnemen. Bovendien zal de politieke discussie over drastische ingrepen, zoals het opsplitsen van biedzones of de invoering van nodale prijsmechanismen zoals in delen van de VS, alleen maar aanscherpen.
Belangrijkste inzichten
- Commerciële en fysieke stromen in elektriciteitssystemen zijn niet hetzelfde: er bestaan loop flows.
- Stroomgebaseerde marktkoppeling is een methode voor grensoverschrijdende handel in elektriciteit waarbij op een verbeterde, maar nog steeds vereenvoudigde manier, rekening wordt gehouden met netbeperkingen.
- Sinds juni 2022 is stroomgebaseerde marktkoppeling actief om 13 Europese landen te koppelen: Oostenrijk, België, Kroatië, Tsjechië, Frankrijk, Duitsland, Hongarije, Luxemburg, Nederland, Polen, Roemenië, Slowakije en Slovenië.
- Regulatoren spelen een cruciale rol bij het stimuleren van TSOs om de commerciële transmissiecapaciteiten optimaal te bepalen: er moet een zorgvuldige afweging worden gemaakt tussen economische efficiëntie (hoge commerciële capaciteiten) en een lage druk op de real-time betrouwbaarheid van het net (lage commerciële capaciteiten).
- Biedingszones, d.w.z. regio’s waar een uniforme groothandelsprijs voor elektriciteit bestaat, zijn in Europa te groot, hetgeen resulteert in grote loop flows die de handel belemmeren. Een betere samenstelling van biedzones is politiek gezien echter moeilijk te bereiken.
Voetnoten
1 Daarbij negeren we mogelijke controle-instrumenten zoals, bijvoorbeeld, faseverschuivende transformatoren en HVDC-connecties.
Referenties
[1] Joint Allocation Office (JAO) (2022). Core Flow-Based Market Coupling (Core FB MC). <https://www.jao.eu/core-fb-mc>, accessed on 08.06.2022.
[2] Schönheit, D., Kenis, M., Lorenz, L., Möst, D., Delarue, E. and Bruninx, K. (2021). Toward a fundamental understanding of flow-based market coupling for cross-border electricity trading. Advances in Applied energy, 2:100027. <https://doi.org/10.1016/j.adapen.2021.100027>
[3] Ovaere, M., Kenis, M., Van den Bergh, K., Bruninx, K. and Delarue, E. (2022). The effect of flow-based market coupling on cross-border exchange volumes and price convergence in Central-Western European electricity markets. UGent Department of Economics Working Paper No 22/1041. <http://dx.doi.org/10.2139/ssrn.4059778>
[4] Council of the European Union and European Parliament (2019). Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A32019R0943, accessed on 08.06.2022.
[5] Elia (2022). OpenDataElia. <https://opendata.elia.be/explore/?refine.theme=Transmissie&refine.publi…;, access on 08.06.2022.
[6] Kenis, M., Bruninx, K., Dominguez, F., Delarue, E. (2021). Optimal regulatory incentives for Transmission System Operators under Flow-Based Market Coupling. ESIM Working Paper Series No ESIM2021-17. <https://www.mech.kuleuven.be/en/tme/research/energy-systems-integration…;, accessed on 08.06.2022.
[7] CREG (2022). Nota over de modaliteiten voor het bepalen van de stimulansen tot verbetering van de prestaties van de transmissienetbeheerder voor elektriciteit in de loop van de regulatoire periode 2024-2027. <https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Consult/PRD1109-11-NoteZ…;, accessed on 08.06.2022.
[8] Florence School of Regulation (2020). Electricity markets in the EU. <https://fsr.eui.eu/electricity-markets-in-the-eu/>, accessed on 21.06.2022.
[9] ACER (2018). First edition of the bidding zone review. <https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/news/bz-review/2018…;, accessed on 08.06.2022.