Investeringen in onze netten

Investeringen in 2021

De investeringen die we in 2021 in onze netten hebben gedaan, zijn onderdeel van het investeringsplan 2020 - 2022. Hierin staan de uitbreidings- en vervangingsinvesteringen voor de elektriciteits- en gasnetten. In 2021 hebben we hierop de volgende resultaten gehaald.

Vanaf 2017 is ons investeringsniveau sterk gestegen. In 2021 investeerden we in totaal € 687 miljoen waarvan € 668 miljoen in onze gereguleerde netten. De totale investeringen waren daarmee € 67 miljoen hoger dan in 2020.

Klantgedreven investeringen

De klantgedreven investeringen in 2021 waren € 268 miljoen. Dat is in lijn met begroot en € 4 miljoen lager dan in 2020. Dit zijn de investeringen die we doen op verzoek van klanten. Op alle terreinen waren de investeringen onverminderd hoog door het hoge volume nieuwbouw, de groei op het vlak van verduurzaming en de werkzaamheden op aanvraag van overheden. Wij verwachten dat de klantgedreven investeringen in de komende jaren substantieel stijgen, mede gedreven door het tempo van de energietransitie. Daarnaast is er meer maatschappelijke en economische onzekerheid ontstaan als gevolg van (inter)nationale ontwikkelingen, zoals bijvoorbeeld de energieprijzen. Hierdoor is het plannen en bijsturen van investeringen uitdagender en nog belangrijker dan voorheen.

Netgedreven investeringen

Netgedreven investeringen zijn de investeringen die we doen om de capaciteit en kwaliteit van het huidige net te borgen en verbeteren. In 2021 hebben we € 351 miljoen netgedreven investeringen gedaan. Dat is in lijn met begroot en €75 miljoen hoger dan in 2020. Een deel van de geplande netgedreven investeringen liep vertraging op door planningswijzigingen vanuit de klant en/of de omgeving (bijvoorbeeld door langerdurende vergunningstrajecten dan verwacht).

Er zijn meer dan circa 27.600 primaire gasaansluitingen (doelstelling 2021: 25.250 stuks, realisatie 2020: 22.000 stuks), 108 gasstations (doelstelling: 117 stuks) en ruim 193 kilo­me­ter ‘brosse’ leidingen vervangen (doelstelling 2021: 186 kilometer, realisatie 2020: 139 km). Voor wat betreft elektra hebben we 27 middenspanningsinstallaties vervangen (doelstelling: 31 stuks). Daarnaast zijn er veel hoog­span­nings­projecten (95 % gerealiseerd) en midden- en laagspanningsprojecten (76% gerealiseerd). Het gaat hierbij om het vervangen van stations en netten die gericht zijn op de leveringsbetrouwbaarheid en de energietransitie, zoals het vergroten van de netcapaciteit.

Slimme meters

Onze investeringen in slimme meters waren in 2021 € 36 miljoen. Dat is € 12 miljoen lager dan in 2020. In 2021 werd de langetermijndoelstelling van slimme meters in 80% van de huishoudens in ons verzorgingsgebied gehaald. De aanvullende opdracht vanuit het Ministerie van Economische Zaken is vertraagd en zorgde, naast Covid-19 en de koude winter, voor minder vervangingen.

Overige activa

De overige investeringen waren in 2021 € 32 miljoen en zijn met € 8 miljoen toegenomen ten opzichte van 2020. Deze stijging heeft onder andere betrekking op investeringen in IT en in ons pand aan de Anthony Fokkerstraat in Goes.

Vier in 2021 gerealiseerde investeringen uitgelicht:

Van lange naar middellange en korte termijn-investeringsplannen

Om te begrijpen hoe de vraag naar energie zich gaat ontwikkelen, moeten we een helder beeld hebben van de benodigde energie-infrastructuur op de lange, middellange en korte termijn. Voor de lange termijn maken we per regio een masterplan. Deze zijn richtinggevend voor ons Strategisch Investeringsplan 2021-2036 wat vervolgens weer de basis is voor het investeringsplan 2022-2024.

Van masterplan 2050 tot investeringsplan 2022-2024

Voor 15 deelgebieden ontwerpen we een bouwplaat van ons elektriciteitsnet in 2050; inclusief daarbij behorende tussenstappen. Dit stelt ons in staat om op tijd ver­gunnings­procedures in gang te zetten en voorspelbaar te zijn naar onze omgeving. In 2021 zijn onder andere voor de regio’s Gouda, Rotterdam Zuid, Veenendaal en Driebergen de masterplannen voltooid, waardoor nu 9 van de 15 master­plannen afgerond zijn. Komend jaar verwachten we de resterende masterplannen af te ronden, zodat we voor ons gehele werkgebied een bouwplaat voor 2050 hebben liggen.

In een masterplan gebruiken we scenario’s voor de te ver­wachten transportvraag. Vervolgens ontwikkelen we alternatieve netontwerpen. De scenario’s kunnen erg uiteenlopen. Om tot robuuste investeringen te komen worden de alternatieven vergeleken op basis van het ‘minimale spijt’-principe. Dit helpt ons om in situaties met grote onzekerheid desinvesteringen te voorkomen. Het netontwerp dat onze voorkeur heeft vormt input voor het Strategisch Investeringsplan (SIP) 2021 - 2036 waarin investeringen gedetailleerder worden uitgewerkt en in de tijd worden geplaatst. Aan de hand van het SIP beoordelen we in hoeverre we de investeringsdoelstellingen kunnen finan­cieren en uitvoeren. Het investeringsplan 2022 - 2024 is gebaseerd op het SIP.

Op 1 november 2021 is het concept-investeringsplan 2022 gepubliceerd voor consultatie door onze klanten en stakeholders. Het investeringsplan beschrijft hoe wij de komende 3 jaar zorgen voor voldoende capaciteit voor het transport van elektriciteit en gas en hoe dit transport veilig gebeurt. Daarnaast biedt het plan inzicht in de geplande investeringen voor de komende tien jaar. De beschikbare inzichten vanuit onder andere de RES zijn opgenomen in de scenario’s. Daarnaast is bij het opstellen van het plan gebruik gemaakt van actuele klantinformatie en erkende landelijke en regionale beschikbare bronnen, zoals doorrekeningen van het Planbureau voor de Leefomgeving, SDE+-aanvragen en publieke en private projectontwikkelingen. Het plan was 4 weken lang in te zien voor consultatie. Zo kon op de voorgenomen investeringen gereageerd worden. In totaal zijn er 87 zienswijzen ingediend. De ingediende zienswijzen en onze reacties hierop zijn toegevoegd aan het investerings­plan. Vervolgens is het plan begin januari 2022 ingediend bij de Autoriteit Consument & Markt ter toetsing. De verwachting is dat het investeringsplan in april 2022 definitief wordt vastgesteld.

Geplande investeringen

Op www.stedin.net/investeringsplan leest u over onze geplande investeringen in Utrecht, Zeeland en Zuid-Holland. We geven de investeringen weer voor elektriciteitstations en verbindingen (≥ 25 kV) en voor gas (≥ 8bar) die in de periode 2022 – 2031 worden uitgevoerd en afgerond. Via deze link is op een interactieve kaart van ons werkgebied te zien aan welke projecten we op het gebied van elektriciteit, gas wind- of zonne-energie in 2022 werken.

Fit for 55 en onze investeringsplannen

De Europese Commissie streeft naar een 55% netto-reductie van de uitstoot van broeikasgas in 2030 ten opzichte van 1990. Dit in plaats van de eerder vastgestelde 49% die in het klimaatakkoord staat. Het Fit for 55-pakket moet vertaald worden naar landelijke impact. De impact van Fit for 55 is voor de energie-infrastructuur van Stedin op dit moment nog niet in te schatten, veel politieke en beleidskeuzes moeten immers nog worden bepaald en uitgewerkt. Zoals de manier waarop de 55%-doelstelling moet worden ingevuld: met CO_²- opslag, een hogere doelstelling voor duurzame opwek op land of met extra windmolens op zee. Het is daarom voorbarig om aannames hierover in onze investeringsplannen te ver­werken.

Klantvraagvoorspelling als basis voor investeringsplan

Klantvraagvoorspelling gaat over het in beeld brengen van alle mogelijk toekomstige vraag naar aansluitingen en netcapaciteit (zowel afname als teruglevering). Deze informatie is belangrijk voor onze investeringsbeslissingen en helpt ons om tijdig knelpunten te signaleren en met de klant in gesprek te gaan over timing, locatie en vermogen. Een grote vraag kan al veel impact hebben op bijvoorbeeld een hoogspanningsstation, maar ook op de laagspanningskabels die we nodig hebben om nieuwbouwwoningen aan te sluiten. De gesprekken met onze klanten leiden ertoe dat we de klantvraag beter kunnen voorspellen. Aan de andere kant zien we dat de klantvraag complex en grillig is. Die kan plotseling veranderen door bijvoorbeeld stijgende ener­gie­prijzen of nieuwe subsidies. Dat maakt de planbaarheid van benodigde investeringen moeilijk.

Door inzichten over aantallen, realisatiekansen en regionale ontwikkelingen binnen verschillende RES-thema’s (bijvoorbeeld woningbouw, duurzame opwek en mobiliteit) naast elkaar te leggen, kunnen we gebieden identificeren waar er meer gevraagd gaat worden van ons net.

Congestie

Ondanks onze maatregelen neemt de krapte op het elektriciteitsnet toe. Het elektriciteitsverbruik en -opwek stijgen sneller dan dat we het net kunnen uitbreiden. Dit komt onder meer doordat de klantvraag zich sneller ontwikkelt dan we op dit moment kunnen bijhouden.

Als we congestie voorzien, plannen we – voor zo ver nog niet gedaan - de benodigde uitbreidingsinvestering en doen we bij de ACM een vooraankondiging van verwachte structurele congestie. Daarnaast maken we daarvan melding op onze website en op die van TenneT. Daarna starten we een onderzoek naar de mogelijkheden om congestiemanagement uit te voeren. Als uit het onderzoek blijkt dat conges­tie­management mogelijk is, is dit een tijdelijke maatregel die naast de investering in netcapaciteit komt en niet in de plaats daarvan. Congestiemanagement voeren we uit in de periode totdat het net is verzwaard.

Voor het eerst hebben we nu ook in het werkgebied van Stedin congestie moeten afkondigen in het elektriciteitsnet. Andere netbeheerders hebben dit al eerder moeten doen. Enduris heeft overigens in 2020 congestie afgekondigd in het gebied Schouwen-Duiveland en Tholen.

Congestiemanagement niet mogelijk

Na onderzoek binnen Stedin en Enduris blijkt dat de uit­­voering van congestiemanagement in de huidige con­gestie­gebieden niet mogelijk is. Eén criterium is dat de congestie binnen de huidige regels niet mag worden opgelost door zon- en wind-productie af te regelen. Niet-regelbare bronnen zijn volgens de huidige Netcode namelijk uitgesloten van deelname aan congestiemanagement. En dat is nu juist in de congestiegebieden in Middelharnis, Dordtse Kil en op Schouwen-Duivenland het geval: congestie wordt ver­oor­zaakt door duurzame opwek en er zijn onvoldoende andere mogelijkheden om deze duurzaam opgewekte energie op de juiste momenten te gebruiken.

Daarnaast kan de oorzaak van de congestie liggen aan de beschikbare netcapaciteit in het bovenliggende net van TenneT, zoals bijvoorbeeld nu in de provincie Utrecht speelt. In Utrecht kunnen grootverbruikers daardoor niet aanvullend terugleveren. Nieuwe initiatieven zoals wind- of zonneparken en zon-op-dak-projecten die een grootverbruikaansluiting nodig hebben, kunnen wel een nieuwe aansluiting aanvragen maar of zij kunnen terugleveren moet blijken uit onderzoek naar de mogelijkheden van congestiemanagement. Om deze congestie op te heffen, zijn verzwaringen in het hoog­spanningsnet van TenneT nodig.

Nieuwe code voor congestiemanagement

In 2021 hebben we samen met de netbeheerders een voorstel voor congestiemanagement gedaan aan de ACM. De insteek van dit voorstel is om ook in periodes van krapte zoveel mogelijk klanten te kunnen aansluiten op het net en om meer ruimte te bieden voor flexibiliteit om de krapte op te lossen. Belangrijk daarbij zijn netveiligheid en betaalbaarheid. De ACM heeft het voorstel beoordeeld en een voorgenomen besluit congestiemanagement gepubliceerd. Stedin heeft vervolgens met de gezamenlijke netbeheerders een zienswijze ingediend. Naar verwachting publiceert de ACM in de loop van 2022 de definitieve code congestie­mana­ge­ment.

Hoogspanningsstation Middelharnis

Impact van de congestie

De congestie geldt in alle gebieden alleen voor groot­verbruikers met een aansluiting groter dan 3x80 ampère (per gebied kan de bovengrens verschillen) die opgewekte elektriciteit willen terugleveren. Zo’n aansluiting is nodig voor bijvoorbeeld een bedrijfsdak met meer dan 200 zonnepanelen of voor een kleine windturbine. Elektriciteit afnemen is voor deze klanten geen probleem. Consumenten kunnen zonnepanelen blijven plaatsen en elektriciteit terugleveren. Voor hen geldt de congestie voor terugleveren niet. Op dit moment zijn er nog geen redenen om te twijfelen aan de haalbaarheid van de ambities in de RES. Wel wordt het belang van integrale samenwerking tussen gemeenten, provincies en netbeheerders hierdoor groter.

Transportschaarste voorkomen

Alle netbeheerders ervaren in meer of mindere mate transportschaarste. Samen werken we aan oplossingen. Oplossingen die gericht zijn op het maximaal benutten van het bestaande energienet. Maar ook oplossingen die bijdragen aan het verminderen van stroompieken of die zich richten op de versnelde realisatie van nieuwe infrastructuur. Slechts enkele van die oplossingen, kunnen we al volledig benutten. Het kost tijd om van bewezen toepasbaarheid naar implementatie te komen, onder meer omdat vaak wijzigingen in wet- en regelgeving nodig zijn.

Stedin ervaart in diverse pilots hoe de oplossingen het beste in de praktijk toegepast kunnen worden. De oplossingen zijn ieder in een andere fase, maar de gemene deler is dat we nu praktijkervaring opdoen om die later te ontwikkelen naar producten en diensten aan klanten. We bieden drie standaard oplossingen aan als nieuwe dienst/product.

1. Storingsreserve loslaten

Om meer ruimte te realiseren voor klantaanvragen voor decentrale opwek, geeft Stedin in steeds meer gebieden de storingsreserve op. Met deze 'spitsstrook' voorkomen of beperken we de duur van een onderbreking in grote gebieden door het energietransport om te leiden bij storing of onderhoud. In overvolle netten ligt overbelasting op de loer. Daarom ontwikkelen we Distributed Energy Resource-sturing, een besturingstechniek waarin we samen met klanten die elektriciteit opwekken hun productievermogen bij calamiteiten of werkzaamheden tijdelijk kunnen afschakelen. Aan de andere kant wordt door het inzetten van dit instrument het net zwaarder belast, waardoor de netcomponenten sneller slijten. Kosten van onderhoud en vervanging zullen hierdoor stijgen.

Pilot met stuurbox voor klanten

Bij grootverbruikklanten die terugleveren, plaatsen we een stuurbox. Hierdoor wordt het mogelijk hen tijdelijk uit te schakelen als het net overbelast lijkt te raken of in geval van werkzaamheden of een storing. Voor de periode dat de klant niet kan terugleveren, krijgt die automatisch een vergoeding (de Non Firm Aansluit- en Transportovereenkomst). Op deze manier kunnen klanten zo veel mogelijk terugleveren, terwijl wij de continuïteit van de energievoorziening waarborgen. De verwachting is dat dit uiteindelijk op landelijk niveau georganiseerd gaat worden in nauwe samenwerking met TenneT. Voor nu rollen we binnen het veranderprogramma System Operator de besturingstechniek uit en bedienen deze handmatig vanuit ons besturingscentrum. Uiteindelijk komt er een geautomatiseerde oplossing die overbelasting detecteert en automatisch ingrijpt. We noemen dit “active network management”. We doen dit nu in Dordtse Kil en Middelharnis.

2. Cable pooling

Bij cable pooling kunnen we op één aansluiting zowel zon- als windopwek op één kabel combineren. Dit is wettelijk toegestaan sinds juli 2020. Dit is van belang, want de totale capaciteit van een aansluiting wordt bij opwekinstallaties voor zon (12%) en wind (28%) maar beperkt benut. Het waait immers niet altijd en er is niet constant zon. Toch moet de aansluiting piekbelasting aankunnen. Bij cable pooling regelen we op piekmomenten, als de capaciteit van de aansluiting te klein is, het zonne- of windpark terug. Zo wordt de hoeveelheid verloren energie beperkt. Het rendement op een aansluiting kunnen we hiermee verhogen naar 39%, er zijn minder aansluitingen nodig en we kunnen meer opwekvermogen kwijt op het net. Op de grens van Zeeland met Noord-Brabant komt bijvoorbeeld een zonnepark van 40 MVA. Het maakt gebruik van de aansluiting van een bestaand windpark. Door de aansluiting te delen, benutten we ons net beter.

3. Flexibiliteitsoplossingen

Door de toenemende transportschaarste is er meer behoefte aan flexibiliteitsoplossingen met instrumenten als tijdelijke maatregel totdat een netuitbreiding is uitgevoerd of om pieken in vraag en aanbod lokaal op te vangen. Dit doen we onder andere door marktpartijen, zakelijke klanten, gemeenten en woningbouwcoöperaties te betrekken en een rol te geven in het (flexibele) energiesysteem en dus bij (toekomstige) vraagstukken over transportschaarste. Hiermee kunnen we meer grip krijgen op het aantal pieken als gevolg van de toenemende duurzame opwek en elektrificatie. In 2022 toetsen we met de markt of we pieken kunnen verlagen door het opzetten van flexmarkten.

GOPACS

Het GOPACS platform is een gezamenlijk initiatief van de regionale en landelijke netbeheerders dat bedoeld is om (lokale) knelpunten op te lossen. Deze oplossing is gebaseerd op lokale flexi­bili­teits­markten, waarbij deelnemende partijen aangeven tegen welke prijs zij bereid zijn meer of minder elektriciteit te ver­bruiken of terug te leveren. Zodra er een knelpunt op het net dreigt, doet de netbeheerder een oproep om flexibel vermogen te bieden. In het afgelopen jaar was een duidelijke toename te zien van deelnemers op het platform. Er zijn inmiddels meer dan 800 zakelijke klanten op het platform, waarvan ruim 150 in het werkgebied van Stedin. Samen hebben zij ruim 140 GWh aan flexibiliteit geleverd voor de netbeheerders met een waarde van ruim € 45 miljoen.

Zuidplaspolder

In 2020 zijn we gestart met flexibiliteit in de Zuidplaspolder. Hiermee is de belasting van het transformatorstation beperkt op piekmomenten die we met name in de winter zien. We hebben hiervoor een contract gesloten met een AgroEnergy en Tenergy. In de periode december 2020 t/m maart 2021 hebben we in totaal op 25 momenten flexibiliteit uitgevraagd, waarbij in totaal 52MWh aan flexibiliteit is geleverd. In deze eerste periode hebben we positieve ervaringen opgedaan in de samenwerking, het beleggen van taken

en verantwoordelijkheden en de wijze waarop marktpartijen en de netbeheerder elkaar helpen, met respect voor elkaars belangen. Daarnaast hebben we ervaring opgedaan met het dagelijks voorspellen van de netbelasting en congestie in het gebied en het afhandelen hiervan. Het proefproject loopt door tot 2024, wanneer het nieuwe hoogspanningsstation in samenwerking met TenneT en Alliander en de netuitbreiding wordt opgeleverd.