20-11-2018

Geschreven door Annelies Delnooz en Reinhilde D’hulst, VITO-onderzoeksters binnen EnergyVille.  Ze voeren onderzoek naar de economische en technologische aspecten van het huidige en toekomstige energiesysteem en bieden advies en technologische oplossingen aan over veranderingen op korte en lange termijn.


Het energielandschap is de laatste jaren onderhevig aan een aantal grote veranderingen. De toename van gedistribueerde hernieuwbare energiebronnen zoals zonnepanelen, aanpassingen in het consumptiepatroon van eindgebruikers en technologische ontwikkelingen zoals de digitale meter, stellen nieuwe uitdagingen voor alle betrokken stakeholders: eindconsumenten, producenten, evenwichtsverantwoordelijken, systeembeheerders en beleidsmakers. 

Digitale meter

In Vlaanderen zal vanaf midden 2019 een geleidelijke uitrol van digitale meters voor elektriciteit en aardgas plaatsvinden. Deze digitale meter kan een belangrijke facilitator worden voor meer energiebesparingen (zowel gas als elektriciteit) omdat die meer en betere informatie over het energieverbruik levert. De digitale meter zoals beschreven in de conceptnota[1] voorziet namelijk een beter inzicht in het energiegebruik en het gebruik van het distributienet door meting en registratie van gedetailleerde gebruiksgegevens. Via een tweewegcommunicatie tussen de digitale meter en de gereguleerde back-end zullen kwartuurmeetwaarden, met aparte registratie van afname en injectie, officieel aangeleverd worden. Daarnaast maakt dit registreren van gedetailleerde gebruiksgegevens het ook mogelijk dat meer flexibiliteit in de markt aangeboden wordt.

Volgens de huidige invulling van de digitale meter door de netbeheerders levert de digitale meter meetdata aan volgens twee meetregimes (1 en 3). In meetregime 1 wordt enkel geaggregeerde meetdata van de afgenomen en geïnjecteerde energie bijgehouden, in meetregime 3 wordt diezelfde data op 15 minuten basis bijgehouden. Meetregime 3 biedt bijgevolg meer granulariteit in meetdata waardoor de actieve deelname aan de energiemarkt gerealiseerd kan worden. Een registratie van 15 minuten meetdata is hierbij de gewenste meetfrequentie aangezien de energiemarkt hierop afgesteld is. Een optelling van de afgenomen en geïnjecteerde energie biedt onvoldoende detail om flexibiliteit in te zetten en de activatie te verifiëren en te verrekenen. Vanuit privacy overwegingen wordt meetregime 1 standaard toegepast. Gegeven de kosten gerelateerd aan het uitlezen van meterdata aan een hogere frequentie kan meetregime 3 slechts voor een beperkte groep geactiveerd worden.

Van het salderingsprincipe…

Ook voor het vastleggen van het effectieve distributienetgebruik en de bijbehorende tarieven biedt de digitale meter veel opportuniteiten. De distributienettarieven kunnen op een meer accurate manier worden toegepast, dit wil zeggen op een manier die beter reflecteert hoe het distributienet wordt gebruikt. Dit in tegenstelling tot bijvoorbeeld het huidige prosumententarief, een onderdeel van het distributienettarief, dat gebaseerd is op een schatting van de niet-gemeten afname en wordt aangerekend op basis van het omvormervermogen. Het prosumententarief werd in het leven geroepen omwille van het solidariteitsprincipe, om te verzekeren dat elke afnemer een redelijke vergoeding betaalt voor het gebruik van het net. Prosumenten kunnen namelijk genieten van een terugdraaiende teller waarbij enkel de netto afname van elektriciteit op jaarbasis aangerekend wordt. De netto afname is het verbruik dat op de terugdraaiende teller staat, het verbruik dat nog overblijft wanneer de totale jaarlijkse energieproductie van een PV installatie wordt afgetrokken van het totale jaarverbruik van de aansluiting.

Principe digitale meter

De combinatie van meer PV installaties en het principe van de terugdraaiende teller[2] voor prosumenten, heeft ertoe geleid dat de totale netto afname van gefactureerde elektriciteit op het distributienet daalt. In 2016 werd er op distributieniveau een globale daling van 6% van het netto afgenomen volume waargenomen tegenover 2009; voor de klantengroepen aangesloten op laagspanning (huishoudens en kleine bedrijven), was dit een daling van 11% ten opzichte van 2009.  Naast meer PV installaties spelen maatregelen die de energie-efficiëntie verhogen (REG-acties) zeer waarschijnlijk ook een rol in deze daling. Omdat de distributienettarieven (onder andere) berekend worden aan de hand van dit totale volume aan netto afgenomen energie, en de kosten voor distributienetbeheer niet evenredig dalen, zorgt een daling in de netto afgenomen energie voor een stijging van de prijs per netto afgenomen kWh.

Evolutie van de netto elektriciteitsafname

Figuur 1: Evolutie van de netto-elektriciteitsafname, geregistreerd op het distributienet in Vlaanderen, uitgesplitst voor MS of middenspanning en LS of laagspanning[3].

Het is vanuit deze context dat het principe van saldering (terugdraaiende teller) in vraag gesteld wordt. In de toelichting bij het ontwerpdecreet van de digitale meter wordt het effect van de overschakeling naar de digitale meter op het principe van de terugdraaiende teller beschreven[4]. Hierin staat het recht op een 15-jarige compensatieregeling vermeld voor prosumenten (installaties <10 kVA geïnstalleerd tot en met 31 december 2020). Voor installaties vanaf januari 2021 wordt een alternatief compenserend systeem voorgesteld. De Vlaamse Overheid werkt momenteel aan de invulling van de compensatieregeling voor het aandeel van elektriciteit as such in de totale elektriciteitsfactuur. Voor het gedeelte van de distributienettarieven is de Vlaamse Regulator (VREG) bevoegd. De manier waarop de distributienettarieven berekend worden staat in de tariefmethodologie, beschikbaar op de website van VREG. De huidige tariefmethodologie, geldig tot 2020, schrijft voor dat netgebruikers met een digitale meter de totale distributiekosten (in €/kWh) voor de totale, bruto, afname dienen te betalen. Het distributienettarief wordt berekend op de totale elektriciteitsafname van het elektriciteitsnet, daar waar een prosument momenteel slechts het saldo van jaarlijkse afname en injectie dient te vergoeden aan de netbeheerder. Hierbij vervalt dan het prosumententarief.

De reden om over te stappen op een bruto-afrekening van het elektriciteitsverbruik in de distributienettarieven in plaats van de huidige gesaldeerde afrekening is het feit dat bij toepassing van het salderingsprincipe voor lokaal opgewekte energie er een verschil is tussen de gefactureerde afname van het distributienetwerk en het werkelijke gebruik van het ditributienet. Daarnaast zorgt de aansluiting van lokale PV productie voor een hogere gelijktijdigheid op het lokale net. Immers, wanneer veel PV energie geproduceerd wordt, gebeurt deze piekproductie gelijktijdig met een piekproductie in naburige PV installaties. Het is deze gelijktijdigheid (voor zowel injectie als afname) die de kosten voor het distributienet het meeste bepaald.

Naast het toenemende aanbod van hernieuwbare, gedecentraliseerde energieopwekking is er een elektrificatie trend waarneembaar, denk aan warmtepompen en elektrische voertuigen. Hierdoor kan de daling in jaarlijkse netto-afname van elektriciteit, geregistreerd door de distributienetbeheerders, op termijn stabiliseren of zelfs terug toenemen. De geanticipeerde groei en verspreiding van elektrische voertuigen (EVs) en warmtepompen, en het bijbehorende elektriciteitsverbruik, zal gepaard gaan met een toenemende impact op het elektriciteitssysteem. Vooral op het laagspanningsnet kunnen problemen voorkomen wanneer iedereen gelijktijdig elektriciteit van het net vraagt.

Wanneer de elektriciteitsafname door voertuigen en warmtepompen niet gelijktijdig verloopt met de PV productie verhoogt de druk op het distributienetwerk nog meer. Door het principe van de terugdraaiende teller is er geen prikkel om de lokale elektriciteitsvraag af te stemmen op de lokale energieopwekking, en is er bijgevolg ook geen prikkel die zorgt voor een beperking van de kosten voor het distributienetbeheer.

… naar actieve deelname van de netgebruiker

De laatste jaren is er sterk ingezet op de actieve deelname van de consument in de energiemarkt. Actieve vraagrespons vormt een van de bouwstenen van de toekomstige energiemarkten, waarbij consumenten flexibiliteit aan de vraagzijde kunnen aanbieden om bijvoorbeeld te zorgen dat het globale evenwicht tussen vraag en aanbod van elektriciteit hersteld wordt. Ook distributienetbeheerders hebben baat bij het gebruik van flexibiliteit bij de netuitbating.

Opslag van energie kan hierin ook een rol spelen. Energieopslagsystemen, waaronder batterijen, kunnen de integratie van variabele PV productie faciliteren en netstabiliteit en betrouwbaarheid bevorderen. Zo kan de correcte inpassing van batterijopslag een sterke impact hebben op de mate van zelf-consumptie van prosumenten waarbij de netinteractie, en dus bijbehorende kosten, geminimaliseerd worden. In bepaalde situaties kunnen netuitbreidingen of netverzwaringen uitgesteld of zelfs vermeden worden.

Verscheidene studies hebben het effect van flexibiliteit op de totale systeemkosten aangetoond[5] [6], en hoe hoger het eindgebruikersengagement, hoe lager de totale systeemkost. Dit effect wordt verklaard door het feit dat het vraagprofiel zich aanpast aan de beschikbaarheid van goedkope technologieën. Gelijkaardige resultaten kunnen getoond worden op het gebied van CO2 besparingen, waarbij eveneens een gunstig effect geregistreerd wordt bij een hogere beschikbaarheid van flexibiliteit.

Distributienettarieven onder de loep

Het geschetste veranderende gebruik van het distributienetwerk (PV injectie, toenemende elektrificatie, inzetten flexibiliteit, …) en de technologische vooruitgang (digitale meter en bijkomende toepassingen) heeft zijn weerslag op de uitbating en ontwikkeling van de distributienetten. De huidige distributienettariefstructuur, gebaseerd op de afname van elektriciteit (€/kWh), houdt geen rekening met de recente evoluties in het energiesysteem en de energiemarkten. Idealiter vormen de distributienettarieven een kostenreflectief signaal voor het distributienetgebruik. Bijgevolg heeft de VREG een traject opgestart om de hervorming van de distributienettariefstructuur te bekijken zodat deze beter beantwoordt aan de gestelde uitdagingen. Uit de eerste studies blijkt dat een tariefstructuur die rekening houdt met het gebruik van netcapaciteit in plaats van een afname-gebaseerd tarief, een betere keuze is vanuit maatschappelijk oogpunt.

Belangrijk bij het ontwerpen van toekomstbestendige distributietarieven is een grondige analyse van de tariefmethodologie en het toegelaten inkomen van de netbeheerders. De distributienettarieven worden gebruikt om de kosten van de netbeheerders te recupereren. In eerste instantie zijn dit de kosten die samenhangen met de aanleg, het beheer en het onderhoud van het distributienet. Daarnaast worden een aantal kosten (onder andere de openbare dienstverplichtingen [7]) via de distributienettarieven opgelegd aan de netbeheerders, maar hierop kunnen de distributienetbeheerder zelf geen invloed uitoefenen, dit zijn de zogenaamde exogene kosten. De kosten inzake steuncertificaten bedragen 35% van de totale exogene kosten (in 2017). De kosten voor de openbare dienstverplichtingen m.b.t. het stimuleren van rationeel energiegebruik (REG), de actieverplichtingen energiescans en sociale dakisolatieprojecten onder de vorm van steunpremies vormen in 2017 8% van de totale exogene kosten. Het aandeel van de exogene kosten, is de laatste drie jaar nog verder toegenomen.

Door de toenemende druk van de exogene kosten op de totale distributienetfactuur, aangerekend per netto verbruikte kWh, komt er opwaartse druk op de totale elektriciteitsprijs. De politieke keuze om deze exogene kosten via het distributienettarief aan te rekenen kent belangrijke implicaties op de verduurzaming van het energiesysteem alsook mobiliteit. Gezien het relatief grote aandeel van de openbare dienstverplichtingen in het distributietarief wordt de uitrol van potentieel duurzame technologieën, die een hoger netto elektriciteitsverbruik veroorzaken, waaronder warmtepompen en elektrische voertuigen, geremd. 

Het regelgevend kader wordt verondersteld de nodige randvoorwaarden te creëren om optimaal om te gaan met de uitdagingen van de toekomst, maar ook ruimte te laten voor innovatieve oplossingen die gebruik maken van technologische ontwikkelingen. Dit heeft logischerwijze tot gevolg dat ook nettarieven en de manier waarop ze samengesteld en bepaald worden, bekeken moeten worden in het licht van de transitie naar een koolstofarme energievoorziening en de daarmee gepaard gaande huidige en toekomstige uitdagingen. De afweging moet gemaakt worden of de juiste ondersteuning wordt geboden aan alle duurzame energietechnieken, ook gegeven de kostprijs van de verschillende alternatieve energiebronnen.

Distributienettarieven VREG

(Bron: Ondernemingsplan VREG, 2018)

Conclusie

  • De digitale meter kan een belangrijke facilitator zijn om meer energie te besparen en het potentieel aan flexibiliteit op de energiemarkt te vergroten.
  • Belangrijk aspect hierbij is de invulling van de digitale meter en de technische mogelijkheden wat betreft dataregistratie.
  • Via de digitale meter kunnen de distributienettarieven op een meer accurate manier worden toegepast en kan het arbitrair vastgelegd prosumententarief vervangen.
  • Het salderingsprincipe voor lokaal opgewekte energie dient hierbij herbekeken te worden aangezien er geen prikkel is om de lokale elektriciteitsvraag af te stemmen op de lokale energieopwekking.
  • Door de toenemende druk van de exogene kosten (zoals GSC en REG-steun) op de totale distributienetfactuur komen bepaalde duurzame technologieën (waaronder warmtepompen en elektrische voortuigen) onder druk te staan
  • In het licht van de transitie naar een koolstofarme energievoorziening dient een holistische aanpak voor ogen gehouden te worden.
Meer weten over ons economische en technologische aspecten van het huidige en toekomstige energiesysteem? Bekijk dan ook zeker onze onderzoekspagina 'Strategies and Markets".

[1] In navolging van de initiële conceptnota werd er een ontwerpdecreet alsook een ontwerpbesluit met de functionaliteiten opgesteld.  Om de uitrol van digitale meters mogelijk te maken gaf de Vlaamse regering op 18 mei 2018 aan dat, na advies van de Raad van State, de Vlaamse Regering het Energiedecreet opnieuw principieel wijzigt. Het gaat om enkele technische aanpassingen en aanpassingen ten gevolge van het advies van de Raad van State. Over dit voorontwerp van wijzigingsdecreet werd opnieuw het advies ingewonnen van de Raad van State. Na het advies van de Raad van State werd het ontwerpdecreet over de digitale meters definitief goedgekeurd op 29 juni 2018 en ingediend bij het Vlaams Parlement. Nu keurt de Vlaamse Regering principieel een besluit goed dat uitvoering geeft aan de verschillende artikels in het decreet.

[2] De terugdraaiende teller geeft de eind-afnemer de mogelijkheid om het overschot van lokale productie van stroom (d.w.z. injectie in het elektriciteitsnet) wat betreft geldende transport- en distributietarieven en belastingheffingen op jaarbasis te salderen tegen het verbruik van elektriciteit afkomstig van het elektriciteitsnet. Hierdoor wordt de netto positie op jaarbasis bepaald om de afrekening in nettarieven en belastingheffingen te maken. Hierbij dient opgemerkt te worden dat de terugdraaiende teller niet onder nul kan terugdraaien.

[3]  Data van Eandis en Infrax gecombineerd.

[5] VITO, Viegand & Maagøe, Armines and Bonn University, Ecodesign Preparatory study on Smart Appliances (Lot 33), MEErP Tasks 1-6, February 2017

[6] VITO, Studie potentieel digitale meter op gebied van flexibiliteit en energie-efficiëntie, 2018

[7] De Energiebeleidsovereenkomst tussen de Vlaamse Regering en de elektriciteitsdistributienetbeheerders bepaalt dat de netbeheerders de verplichting hebben om groenestroom- en warmte-krachtcertificaten op te kopen van producenten die recht hebben op minimumsteun. De minimumsteun is vastgelegd door het Energiedecreet