Netbeheer Nederland heeft laten uitrekenen dat de netbeheerders tot 2040 netto €219 miljard (range €156 – 282 miljard) investeren in onze energienetten om de klimaat- en energieambities mogelijk te maken. Als gevolg hiervan zullen de transporttarieven volgens de berekeningen in 2040 drie keer hoger zijn dan in 2024.

Onderzoek door Boston Consulting Group (BCG) wijst echter uit dat het mogelijk is € 30 miljard aan investeringen uit te sparen door flexibel om te gaan met ons energieverbruik en de netten. Zo kunnen de nettarieven in 2040 tot 8 procent lager uitvallen.

Zit het net echt zo vol? TenneT heeft recent laten weten dat zij 9,1 GW ruimte op de netten kan creëren dankzij de tijdsduurgebonden transportrechten (TDTR), onderdeel van de familie Alternatieve TransportRechten (ATRs).

Dit is goed nieuws voor de ruim 20.000 bedrijven die op dit moment op de wachtlijsten staan bij netbeheerders voor een nieuwe of zwaardere netaansluiting.

Voor de bedrijven die een TDTR afsluiten is er ook goed nieuws: zijn krijgen namelijk 100% korting op hun kW-contract. Afhankelijk van het gecontracteerd vermogen gaat dit al snel om miljoenen euro’s korting per jaar.

Naast de TDTR zijn er ook mogelijkheden flexibiliteit te leveren aan netbeheerders, zoals capaciteitsbeperkende of capaciteitssturende (must-run) contracten en biedplichtcontracten (voor redispatch) of vrij marktbiedingen voor redispatch. Al deze contractvormen zijn al mogelijk of worden mogelijk gemaakt via platform GOPACS.

Alternatieve Transportrechten
De grote regionale netbeheerders Stedin, Liander en Enexis hebben afgelopen jaren enorm hun best gedaan meer flexibiliteit in de netten te krijgen door dit soort contracten te sluiten met aangeslotenen.

Onderstaande grafiek toont de ontwikkeling van het aantal afgesloten capaciteitsbeperkende, -sturende en biedplichtcontracten.

Er zijn verschillende vormen capaciteitsbeperkende contracten. Zo zijn deze er op afroep of tijdgebonden. In het laatste geval weet je, in principe standaard, wanneer je niet of minder mag invoeden of afnemen. Bij een CBC of TDTR met afroep wordt de dag vóór levering aangegeven dat je de volgende dag niet of minder mag invoeden of afnemen. Dit hoeft dus niet iedere dag zo te zijn.

Duiken we dieper in de aangeleverde data, dan zien we dat Liander meer CBC’s heeft gesloten voor afname dan voor invoeding terwijl dit bij Stedin juist andersom is. Ook zien we dat er nog nauwelijks biedplichtcontracten zijn afgesloten door de drie netbeheerders. Dit is ook niet perse nodig om biedingen te doen op GOPACS voor redispatch.

Capaciteitsbeperkende contracten zijn populair. Dat is niet vreemd gezien de vergoedingenstructuur. Er kan een vaste vergoeding per maand betaald én de gemiste inkomsten worden ruimschoots gecompenseerd. Vooral voor zonne- en windparken zijn CBC’s een welkome aanvulling op hun dalende inkomsten.

Daarnaast zien we dat netbeheerders experimenteren. Zo heeft Enexis afgelopen jaren al producten als Blokstroom, Zonbalans en ‘de batterijpropositie’ geïntroduceerd en Liander mocht van de ACM gaan werken met een energievolume-gebonden transportrecht en een het volledig variabel transportrecht.  De experimenten hebben ertoe geleid dat Blokstroom recent een ‘standaardproduct’ is geworden.

Redispatch
Redispatch is het verschuiven van invoeding en afname uit het elektriciteitsnet. Omdat redispatch de landelijke netbalans niet mag beïnvloeden, moet op- of afschakelen op een locatie altijd gepaard gaan met het tegenovergestelde op een andere locatie én moet redispatch altijd via een Congestion Service Provider (CSP) verlopen.

Redispatch wordt zowel door de landelijke netbeheerder gedaan als de regionale netbeheerders. Nog niet alle redispatch loopt via GOPACS; TenneT maakt nog steeds gebruik van haar eigen systeem (RESIN) en gebruikt GOPACS slechts af en toe.

Onderstaande grafiek toont de ontwikkeling van de verhandelde volumes en gerealiseerde spreadprijzen op GOPACS.

Uit de grafiek blijkt duidelijk dat de verhandelde volumes afgelopen twee jaar hard zijn gedaald. De oorzaken hiervoor zijn divers. In 2021 en 2022 maakte TenneT gebruik van redispatch via GOPACS wegens onderhoud aan de Diemen – Ens-verbinding. Ook werd in die periode en in 2023 redispatch uitgevoerd via GOPACS op de BritNed-kabel. In de eerste jaren werden WKK’s van tuinders opgeregeld via GOPACS omdat elders in het land windturbines en/of gascentrales moesten afschakelen omdat die daar het net anders zouden overbelasten.

De volumes zijn ook gedaald doordat regionale netbeheerders nu eerst capaciteitsbeperkende contracten afroepen voordat zij GOPACS gebruiken voor redispatch. Met CBC’s proberen ze problemen dus voor te zijn.

De grafiek maakt ook duidelijk dat de spreadprijzen afgelopen jaren hard zijn opgelopen. Gemiddeld zitten we dit jaar boven de € 600,- per MWh en eind vorig jaar heeft december een spreadprijs gehad van bijna € 2.200,- per MWh.

Redispatch via GOPACS kan voor zowel grootverbruikers als -invoeders (voor beiden geldt aansluitingen vanaf 100kW) een aantrekkelijk aanvullend verdienmodel zijn.

Het is dan ook niet vreemd dat het CSP-register inmiddels 94 CPS-ers kent waarvan er 90 staan aangemerkt voor het redispatch product. Ook het aantal aansluitingen op GOPACS is hard gegroeid: van 720 in 2023 naar 842 in 2024 tot 1.036 op het moment van schrijven.

Knelpunten voor redispatch
Toch is slechts een handvol CSP-ers écht actief op GOPACS. Circa 18 CSP-ers met samen circa 280 aansluitingen zijn verantwoordelijk voor de biedingen. Een groot deel van de CSP-ers doet dus nog niets. Dit is vooral te wijten aan het feit dat balansverantwoordelijke partijen, de Balance Responsible Parties, ofwel de BRP-ers, onafhankelijke CSP-ers simpelweg niet toelaten.

Bij redispatch acties via de handelsplatformen, wordt het e-programma van de BRP door het handelsplatform via priority nominaties aangepast. Dit proces werkt in principe goed, maar een CSP die via een handelsplatform wil handelen is wel afhankelijk van de goedkeuring van de BRP van de aansluiting. In de praktijk loopt het hier vaak vast, omdat de BRP deze toestemming niet aan een CSP wil verlenen. 

Redenen voor het niet verlenen van toestemming zijn bijvoorbeeld:

• Niet weten dat er een redispatch actie is uitgevoerd (incl. wijziging in het e-programma) en dus risico op terugsturen in het portfolio (met onbalans als gevolg)
• Niet een 'custom'-oplossing voor elke CSP in willen richten
• Onbekendheid met de CSP en de professionaliteit van deze partij. Men is bang dat bij fouten door de CSP, uiteindelijk ontstane onbalanskosten alsnog bij de BRP terecht komen als de CSP deze kosten niet kan dragen.

Potentie voor redispatch via GOPACS
Voor iedere uitdaging is een oplossing. In ‘Transfer of Energy’ is één van de afspraken dat BRP-ers geen reden meer hebben om een onafhankelijk CSP te weigeren, mits de informatie over redispatch-activaties door een CSP kort na activatie bij de BRP bekend zijn (volgens afspraak in ‘Inzicht in’). 

GOPACS werkt nu aan het faciliteren van deze informatiestroom, zodat ze snel meer flexibiliteit van onafhankelijke CSP-ers kunnen ontsluiten. Echter vinden BRPs dit alsnog niet genoeg, omdat er een kleine kans is dat “men is bang dat bij fouten door de CSP, uiteindelijk ontstane onbalanskosten alsnog bij de BRP terecht komen als de CSP deze kosten niet kan dragen.”

Daarnaast werkt TenneT er hard aan om eind 2025 de nieuwe biedstructuur met haar nieuwe kanaal Reserve Other Purposes (ROP) voor assets / aansluitingen >60MW te lanceren. Waarbij de ROP biedingen worden doorgezet naar GOPACS, wat resulteert in additionele liquiditeit.

De geplande investeringen in de elektriciteitsnetten zorgen er de komende jaren voor dat elektriciteit moet worden omgeleid. Het onderhoud aan Diemen – Ens zorgde voor veel redispatch voor TenneT. Komende jaren gaat TenneT een nieuwe hoogspanningsverbinding bouwen tussen Diemen, Lelystad en Ens. Het is de bedoeling dat deze in 2030 af is. Maar dat is natuurlijk niet de enige. De komende tientallen jaren gaat de Nederlandse elektriciteitsinfrastructuur volledig op de schop, wordt onderhoud gepleegd, nieuwe stations en nieuwe verbindingen gebouwd. En we blijven maar elektrificeren: meer zon, meer wind, meer warmtepompen, meer elektrische auto’s en laadpalen en ga zo maar door.

Verplicht maar beter vrijwillig
Om niet volledig vast te lopen, moeten wij allemaal flexibeler omgaan met ons elektriciteitsverbruik en slimmer met onze elektriciteitsproductie.

En dankzij het codebesluit verplicht aanbieden van congestiemanagementdiensten worden grootverbruikers nu ook daadwerkelijk gedwongen flexibiliteit te gaan leveren. De verplichting kan gelden voor aangeslotenen met een gecontracteerd transportvermogen van 1 MW of hoger.

Na bekendmaking van de verplichting hebben producenten 3 maanden en verbruikers 6 maanden de tijd om een Congestion Service Provides (CSP) aan te wijzen, hun aansluiting te prekwalificeren voor congestiemanagement, en een aanbod te doen aan de netbeheerder.

Eind vorig jaar al de bedrijven in Utrecht met aansluitingen vanaf 3 MW en recent bedrijven in Flevopolder en Gelderland met aansluitingen vanaf 5 MW. En hier zal het niet bij blijven.

Redispatch via GOPACS is komende jaren een enorme groeimarkt met een win-win-win-model. Een (financiële) win voor de bedrijven die flexibiliteit aanbieden en een win voor de bedrijven die op de wachtlijst staan en dankzij de aangeboden flexibiliteit nu toch een aansluiting of verzwaring kunnen krijgen. En een win voor de BV Nederland omdat de netbeheerders minder hoeven te investeren waardoor de transpostkosten lager uit kunnen vallen.

Mijn advies aan al die grootverbruikers en -producenten met aansluitingen groter dan 1 MW: wacht niet op de brief van de netbeheerder waarin deze jou verplicht je flexibiliteit aan te bieden. Ga zelf aan de slag met een CSP-er om meer waarde uit je flexibiliteit te halen. Je helpt niet alleen jezelf (financieel), maar ook een ander.