2025.436 Bijlage 1 Investeringsplan 2026 Tennet (1633412)

2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2024 2025 2025 2025 2025 2025

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

23

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Terugblik

Projectnummer

Projectnaam

Soort project

Spanningsniveau IBN IP2024

IBN Realisatie

A-1002834 A-1003014 A-1003319 A-1003394 A-1002878 A-1003914 A-1003202 A-1002923 A-1002996 A-1002964 A-1002989 A-1000346 A-1002998 A-1000239 A-1003095 A-1003133 A-1002599 A-1003018 A-1000150 A-1003083 A-1000237 A-1002751 A-1003666 A-1003239 A-1003108 A-1003142 A-1000070 A-1003173 A-1002562 A-1002879 A-1003220 A-1003024 A-1003798 A-1003261 A-1003486 A-1002586 A-1000087 A-1003182 A-1003008 A-1003601 A-1003129

BRP Proof Of Concept (PoC) 5 stations BRP voorbereidingen Diemen 150 kV realiseren reserveveld Liander IJburg Diemen 150 kV realiseren velden Liander Weesp Noord Diemen 380 kV vervangen transformator Dronten Olsterpad-Lelystad 150 kV herstel verbinding Etten 150 kV aansluiten Enexis Etten 150 kV verzwaren naar dubbelrail Geertruidenberg 150 kV aansluiten Enexis Geertruidenberg-Breda-Roosendaal 150 kV verkabelen verbinding Aanpassingen 110 kV stations omgeving Hengelo Haaksbergen 110 kV aansluiten Enexis Harculo-Raalte-Nijverdal 110 kV verkabelen verbinding Louwsmeer 110 kV vervangen transformator Nederweert 150 kV aansluiten Enexis Noordoostpolder Voorsterweg 110 kV vervangen RTU Ombouw aardingssysteem Zuid-Nederland Terneuzen 150 kV aansluiten Stedin Theemsweg 150 kV plaatsen comptabel Venray 150 kV aansluiten Enexis 1 veld Venray 150 kV uitbreiden rail Vervangen VSen 380kV Siemens 3AS4 Westermeerdijk 110 kV uitbreiden rail Wijk aan Zee 380 kV aansluiten Tata Steel veld 1 en 2 Area ESP vervangen primair Area Noord vervangen secundair 110kV Belfeld 150 kV plaatsen comptabel meten Bergum 110 kV aanpassen TF-veld TenneT Borssele-Goes de Poel-Terneuzen 150 kV verzwaren verbinding Dodewaard 380 kV vervangen transformator Doetinchem 150 kV aansluiten Liander Eindhoven 380 kV vervangen primair Etten 150 kV aansluiten transformator 6 Enexis Goes de Poel 150 kV realiseren 2

kabelvelden Gorredijk 110 kV aanpassen 2 trafovelden Liander Maasbracht-Eindhoven 380 kV verzwaren verb. 1e 2e circuit 's Hertogenbosch Noord 150 kV plaatsen comptabel Vervangen kWh meters Area Zuid Vervangen primair 150kV West 2019 Zwolle Frankhuis-Kampen 110 kV verkabelen verbinding m17-21 Zwolle Frankhuis-Kampen 110 kV verkabelen verbinding m21-25

kwaliteit kwaliteit klantaansluiting klantaansluiting kwaliteit kwaliteit klantaansluiting capaciteit klantaansluiting reconstructie capaciteit klantaansluiting reconstructie kwaliteit klantaansluiting kwaliteit capaciteit klantaansluiting functionaliteit klantaansluiting capaciteit kwaliteit capaciteit klantaansluiting kwaliteit kwaliteit functionaliteit capaciteit capaciteit kwaliteit klantaansluiting kwaliteit klantaansluiting capaciteit klantaansluiting capaciteit kwaliteit kwaliteit kwaliteit reconstructie reconstructie

150kV 150kV 150kV 150kV 380kV 150kV 150kV 150kV 150kV 150kV 110kV 110kV 110kV 110kV 150kV 110kV 150kV 150kV 150kV 150kV 150kV 380kV 110kV 380kV 150kV 110kV 150kV 110kV 150kV 380kV 150kV 380kV 150kV 150kV 110kV 380kV 150kV 150kV 150kV 110kV 110kV

2024 2024 2024 2024 2023 2024 2025 2025 2025 2024 2024 2025 2024 2025 2024 2024 2024 2024 2024 2025 2025 2023 2025 2024 2025 2021 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2024 2025 2025 2025

2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2025 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026 2026

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

24

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Terugblik

Projectnummer

Projectnaam

Soort project

Spanningsniveau IBN IP2024

IBN Realisatie

A-1002545 A-1002503 A-1003119 A-1000174 A-1002960 A-1002950 A-1003441 A-1000565 A-1000584 A-1000564 A-1000678 A-1000531 A-1000365 A-1000546

Area Zuid vervangen secundair 150kV Groningen-Drenthe 110 kV beperken kortsluitstroom Meeden 220 kV plaatsen transformator Hengelo 380 kV plaatsen PMU Area West energiebesparing oud 1 Vervangen primair 150kV West 2018 Louwsmeer 220 kV vervangen transformator Anna Paulowna 150 kV vervangen secundair Boekend 150 kV vervangen RTU Diemen 150 kV uitbreiden rail Maasvlakte 380 kV plaatsen PMU Meeden 380 kV plaatsen PMUs Stadskanaal-Meeden-Bargermeer 110 kV vervangen kabel Zaltbommel 150 kV vervangen primair

kwaliteit capaciteit capaciteit functionaliteit functionaliteit kwaliteit capaciteit kwaliteit kwaliteit capaciteit functionaliteit functionaliteit kwaliteit kwaliteit

150kV 110kV 220kV 380kV 380kV 150kV 220kV 150kV 150kV 150kV 380kV 380kV 110kV 150kV

2023 2025 2025 2025 2023 2021 2025 2024 2024 2024 2025 2025 2023 2025

2027 2027 2027 2028 2029 2029 2029-2031 n.v.t. n.v.t. n.v.t. n.v.t. n.v.t. n.v.t. n.v.t.

Tabel 4.2 laat de projecten zien met een inbedrijfname datum van 2023 of 2024 die vertraagd zijn. De meeste van deze projecten zijn inmiddels opgeleverd. De niet-afgeronde projecten staan in de tabellen van hoodstuk 7. Voor de capaciteitsprojecten en RNB-aansluitingsprojecten die nog niet opgeleverd zijn, kunnen de vertragingsredenen in bijlage 2 gevonden worden. Tabel 4.2 Vertraagd gerealiseerde projecten met een IBN van 2023 of 2024 Projectnummer

Projectnaam

Fase

Soort project

Spanningsniveau

A-1003146 A-1000195 A-1000163 A-1000175

Area ESP TEASEc 150kV Middelharnis 150 kV plaatsen EPC Rotterdam Marconistraat 150 kV vervangen primair secundair compt Westermeerdijk 110 kV plaatsen EPC energiebesparing

Realisatie Realisatie Basisontwerp Basisontwerp

functionaliteit functionaliteit kwaliteit functionaliteit

150kV 150kV 150kV 110kV

IBN

IBN

IP2024

IP2026

2024 2024 2024 2024

2026 2026 2028 2026

Naast afgeronde projecten zijn er een aantal projecten vervallen. Er zijn diverse redenen waarom projecten vervallen; de scope wordt gecombineerd in een ander project, nut en noodzaak vervalt of de oorspronkelijke scope blijkt niet meer wenselijk of niet haalbaar. In een aantal gevallen is de bouw van een gecombineerd 380/150 kV station gecombineerd onder een projectnummer.

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

25

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Terugblik

Tabel 4.3: Vervallen projecten Projectnummer Projectnaam

Soort project

Spanningsniveau IBN IP2024

Reden vervallen

A-1000213 A-1002874 A-1002915 A-1003490 A-1000167 A-1000168 A-1003009 A-1003256 A-1003451 A-1000064 A-1000149 A-1000170 A-1003448 A-1000171 A-1003354 A-1000188 A-1002905 A-1002959 A-1003065 A-1003296 A-1003783 A-1003784 A-1000169 A-1000243 A-1000270 A-1000271 A-1000272 A-1000296 A-1003057 A-1003244 A-1003312 A-1003449 A-1003128 A-1003442 A-1003787 A-1000336 A-1003602 A-1000335 A-1000325

kwaliteit kwaliteit capaciteit kwaliteit functionaliteit kwaliteit kwaliteit reconstructie capaciteit capaciteit kwaliteit functionaliteit capaciteit kwaliteit kwaliteit capaciteit capaciteit functionaliteit capaciteit kwaliteit kwaliteit kwaliteit kwaliteit capaciteit kwaliteit kwaliteit kwaliteit capaciteit capaciteit capaciteit klantaansluiting capaciteit reconstructie functionaliteit kwaliteit capaciteit capaciteit capaciteit capaciteit

220kV 150kV 150kV 150kV 110kV 110kV 150kV 150kV 150kV 110kV 150kV 110kV 110kV 110kV 110kV 110kV 150kV 150kV 150kV 150kV 150kV 150kV 110kV 150kV 150kV 150kV 150kV 150kV 110kV 150kV 150kV 110kV 150kV 110kV 150kV 110kV 150kV 110kV 150kV

Opgenomen in ander project Administratief nummer gesloten Alternatieve oplossing gekozen Geen nut en noodzaak meer Geen nut en noodzaak meer Geen nut en noodzaak meer Administratief nummer gesloten Reconstructie vervallen Alternatieve oplossing gekozen Klantvraag vervallen On-hold i.v.m. mogelijke stationsvervanging On-hold i.v.m. mogelijke stationsvervanging Opgenomen in ander project Opgenomen in ander project Alternatieve oplossing gekozen Opgenomen in ander project Opgenomen in ander project Opgenomen in ander project Opgenomen in ander project Administratief nummer gesloten Alternatieve oplossing gekozen Alternatieve oplossing gekozen Geen nut en noodzaak meer Scope samengevoegd met 380 kV project Geen BRP vervanging Administratief nummer gesloten Administratief nummer gesloten Opgenomen in ander project Geen nut en noodzaak meer Alternatieve oplossing gekozen Geen nut en noodzaak meer Scope samengevoegd met 220 kV project Wet VET verkabeling on-hold Opgenomen in ander project Alternatieve oplossing gekozen Geen nut en noodzaak meer Scope samengevoegd met 380 kV project Geen nut en noodzaak meer Geen nut en noodzaak meer

Zeyerveen 220 kV vervangen stroomtrafo's Area Noord vervangen beveiligingen 110kV Goes de Poel 150 kV verzwaren koppelveld Geertruidenberg 150 kV vervangen Petersenspoelen Bargermeer 110 kV plaatsen EPC Veenoord 110 kV vervangen primair plaatsen EPC Vervangen primair 150kV Zuid 2019 Voorburg-Wateringen 150 kV reconstrueren verbinding Eerbeek 150 kV uitbreiden rail Delfzijl Weiwerd 110 kV uitbreiden rail Nieuwegein 150 kV vervangen primair secundair NS Kropswolde 110 kV vervangen primair compt PMU Zwolle Hessenweg 110 kV plaatsen railbeveiliging Zwolle Hessenweg 110 kV vervangen primair secundair Schenkenschans 110 kV BRP Dedemsvaart 110 kV vervangen station Rotterdam Marconistraat 150 kV plaatsen railbeveiliging Diemen en Voorburg 150 kV uitvoeren energiebesparing Utrecht Lage Weide-Soest 150 kV vervangen verbinding Area ESP vervangen secundair Reddyn Rotterdam Zuidwijk 150 kV BRP Rotterdam Marconistraat 150 kV BRP Delfzijl Weiwerd 110 kV vervangen RTU Wijchen 150 kV realiseren station Eerde 150 kV BRP Ntb nr 7 BRP Ntb nr 8 BRP Geervliet 150 kV aanpassen station Zeyerveen-Beilen 110 kV verzwaren verbinding Amsterdam Havenstad 150 kV realiseren station Bijlmer Oost 150 kV aansluiten K+B Liander BO2-010 Farmsum Oosterlaan 110 kV aansluiten CES Noord Nederland Leiden-Sasenheim 150 kV verkabelen verbinding Dokkum 110 kV plaatsen EPC Zoetermeer 150 kV BRP Kropswolde-2 110 kV

realiseren station Terneuzen 150 kV realiseren station Raalte-2 110 kV realiseren station Salland Dronten 150 kV inlussen circuits

2024 2024 2024 2024 2025 2025 2025 2025 2025 2026 2026 2026 2026 2027 2027 2028 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2029-2031 2030-2032 2030-2032 2031-2033 2032-2034 2032-2034 >2033 >2033

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

26

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek 5.1 Overzicht 5.2 Scenario's en marktsimulaties 5.3 Analyse capaciteitsknelpunten 5.4 Analyse kwaliteitsknelpunten 5.5 Risicoscore knelpunten 5.6 Beschrijven projecten 5.7 Prioritering en optimalisatie portfolio 5.8 Inbedrijfname data in IP2026

28 28 28 30 34 36 37 40 42

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

Methodiek Dit hoofdstuk beschrijft de methodiek die TenneT heeft gehanteerd om te komen tot de resultaten die in de volgende hoofdstukken van dit investeringsplan (hierna: IP) worden beschreven. TenneT investeert risico-gedreven; op basis van de risicoanalyses van de capaciteits- en kwaliteitsknelpunten wordt bepaald waar investeringen noodzakelijk zijn. Een investering kan ook gedreven zijn door een externe oorzaak, zoals een klantvraag of een reconstructie. 5.1 Overzicht Figuur 5.1 toont het proces dat TenneT toepast om risico’s te identificeren en daarvoor investeringsprojecten te definiëren. Stap 1 en 2 zijn verschillend voor risico’s met betrekking tot respectievelijk capaciteit en kwaliteit van het net, stap 3, 4 en 5 zijn voor alle risico-gedreven knelpunten gelijk. Paragraaf 5.2 en 5.3 beschrijven stap 1 en 2 voor knelpunten met betrekking tot capaciteit van het net die uiteindelijk resulteren in de portfolio voor uitbreidingsinvesteringen. Paragraaf 5.4 beschrijft deze stappen voor knelpunten met betrekking tot kwaliteit die resulteren in de portfolio vervangingsinvesteringen.

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Paragraaf 5.5 beschrijft stap 3, het bepalen van de risicoscore. In paragraaf 5.6 staat stap 4, het portfolio-proces, beschreven voor zowel risico-gedreven projecten als extern gedreven projecten zoals klantaansluitingen en reconstructies. Paragraaf 5.7 beschrijft stap 5, de prioritering en optimalisatie van het gehele investeringsportfolio. Hoe dit investeringsportfolio in het investeringsplan weergegeven wordt, wordt in paragraaf 5.8 omschreven.

toekomstige locaties van opwek en vraag en vormen input waarmee vervolgens mogelijke knelpunten in het net worden vastgesteld.

5.2 Scenario's en marktsimulaties Om een betrouwbare raming van de capaciteitsbehoefte voor het landelijk hoogspanningsnet op te stellen, is het allereerst van belang om aannames te maken over hoe het toekomstige energiesysteem er uit zou kunnen zien qua vraag en aanbod. Daartoe worden energiesysteemscenario’s opgesteld met aannames over de ontwikkeling van het toekomstig energieaanbod en de toekomstige energievraag voor verschillende energiedragers en sectoren.

Stap 1.1 Scenarioverhaallijnen In deze stap worden verschillende potentiële ontwikkelpaden – de zogenoemde scenarioverhaallijnen – opgesteld, uitgaande van politiek beleid, technologische en marktontwikkelingen, concrete doelstellingen en ambities. Een scenarioverhaallijn is een kwalitatieve omschrijving van een mogelijke inrichting van de toekomstige maatschappij, wat zich kan vertalen naar specifieke energiesystemen. De ontwikkelpaden nemen de huidige situatie als vertrekpunt en hebben een energiesysteem dat uiterlijk 2050 klimaatneutraal moet zijn als eindpunt.

Voor het IP van TenneT worden hieruit vervolgens de relevante kengetallen over het elektriciteitssysteem, zoals de opgestelde vermogens van productiemiddelen en de sectorale elektriciteitsvraag, bepaald. Op basis hiervan kunnen vervolgens de Europese elektriciteitsmarkt en daarmee de inzet van (flexibele) middelen (zoals centrales, opslag, conversie, vraagsturing en uitwisseling met het buitenland) gesimuleerd worden. De uitkomsten hiervan worden gecombineerd met aannames over de

Voor het IP worden scenario’s doorgerekend voor specifieke jaren, zogenaamde steekjaren, die representatief zijn voor de ontwikkelingen in de elektriciteitsmarkt binnen de zichtperiode. Voor het in kaart brengen van deze ontwikkelingen maakt TenneT samen met de andere netbeheerders gebruik van zowel interne als externe bronnen van

Figuur 5.2 laat de stappen zien die nodig zijn om te komen tot deze scenario’s, het uitvoeren van marktsimulaties en aannames over de toekomstige locaties (regionalisatie). Deze stappen worden hieronder verder gedetailleerd.

Figuur 5.1: Hoofdstappen in proces voor bepaling investeringsportfolio

Figuur 5.2: Methodiek voor opstellen scenario’s en uitvoeren marktsimulaties

Stap 1/capaciteit Ontwikkeling scenario’s en marktsimulaties

Stap 2/capaciteit Bepalen capaciteitsknelpunten

Stap 1.1 Scenarioverhaallijnen

Stap 1/kwaliteit In kaart brengen asset health

Stap 2/kwaliteit Bepalen kwaliteitsknelpunten

Stap 3 Vaststellen risicoscore van knelpunten

Stap 4a Beschrijven risico-gedreven projecten

Stap 4b Beschrijven extern gedreven projecten

Stap 5 Prioriteren en optimaliseren portfolio

Resultaat Geoptimaliseerd investeringsportfolio

Stap 1.2 Kwantificeren scenario’s

Stap 1.3 Uitvoeren marktsimulaties

Stap 1.4 Regionalisatie toepassen

Resultaat Productie en vraag per uur

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

28

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

informatie. Denk aan beleidsstukken en studies maar ook bij verschillende stakeholders en experts opgehaalde informatie. Gezamenlijk omsluiten de scenario’s de ontwikkelingen die TenneT van mogelijke invloed acht op de inrichting van het landelijk hoogspanningsnet. Het resultaat van deze stap is een kwalitatieve beschrijving van de vastgestelde scenario’s. Stap 1.2 Kwantificeren van scenario’s voor Nederland Voor de gekozen steekjaren zijn de scenario’s in detail gekwantificeerd op basis van verschillende bronnen zoals geïnventariseerd in stap 1.1 en op basis van gegevens die direct zijn verstrekt door aangeslotenen. Kwantificatie betekent het concreet uitwerken van de scenario’s met relevante data en hoeveelheden die het vervolgens mogelijk maken om modelberekeningen uit te voeren. Deze kwantitatieve invulling van de Nederlandse scenario’s wordt in hoofdstuk 6 van dit IP nader beschreven. Scenario’s voor omringende landen Naast de Nederlandse ontwikkelingen zijn ook de ontwikkelingen in de elektriciteitsvraag en -productie in de omringende landen van grote invloed op de productie, verbruik en uitwisseling van elektriciteit tussen Nederland en het buitenland.

Voor ieder steekjaar wordt een Europees scenario gekozen – bijvoorbeeld uit de European Resource Adequacy Assessment (ERAA) of de Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) studie – dat zo veel mogelijk aansluit bij de verhaallijnen voor de Nederlandse scenario’s. Bepaling van productie- en vraagprofielen Een groot deel van de toekomstige elektriciteitsproductie en -vraag is weersafhankelijk: de productie van windturbines hangt af van de windsnelheid terwijl de productie van zonnepanelen afhankelijk is van zoninstraling en buitentemperatuur. Het elektriciteitsverbruik van warmtepompen is afhankelijk van de temperatuur en kan hierdoor sterk

verschillen per uur, dag en seizoen. Daarnaast verschilt het weer per regio waardoor de opwek en het verbruik per regio kan variëren. Ook de soort dag (weekend of doordeweeks) heeft impact op het gebruik van elektrische energie. TenneT heeft op basis van verschillende gegevens en modellen onderstaande profielen bepaald voor elektriciteitsproductie en -vraag. Deze profielen worden gebruikt als invoerdata voor de marktsimulaties: • Productieprofielen wind en zon op basis van regionale klimaatgegevens uit de Pan European Climate Database (PECD) en aannames over types windturbines en zonnepanelen. • Laadgedrag elektrische voertuigen in Nederland volgens gegevens van onderzoeksbureau Elaad NL. • Gedrag elektrische en hybride warmtepompen in Nederland middels berekening warmtevraag en technische eigenschappen. • Overige sectorale vraagprofielen in Nederland volgens sectorale standaardprofielen MFFBAS en modellering in het Energy Transition Model (ETM). • Voor overige landen in Europa gebruik van landen-specifieke vraagprofielen uit ERAA en TYNDP. Voor alle profielen worden consistent de meteorologische gegevens van een bepaald weerjaar gebruikt, waarmee een representatief beeld van een groot aantal typische combinaties van productie en vraag is geborgd.

Het resultaat van deze stap 1.2 zijn kwantitatieve overzichten per scenario, steekjaar en land van: • Opgesteld productievermogen per (brandstof-)categorie in MW. • Productie hernieuwbare opwek (wind, zon, waterkracht) per uur in MW. • (Sectorale) elektriciteitsvraag per uur in MW. • Opgesteld vermogen flexibele vraag (power-to-gas, power-to-heat) in MW. • Opslagcapaciteit en -vermogen in GWh en MW. • Marktinterconnectiecapaciteit per grens in MW. • Brandstof- en CO2-prijzen.

Stap 1.3 Uitvoeren marktsimulaties TenneT gebruikt een marktmodel om de werking van de Europese stroommarkt te simuleren en om per scenario de inzet van flexibele (prijsgevoelige) opwek en vraag voor elk uur van het gemodelleerde jaar te bepalen. Het model berekent hierbij per uur hoe de inzet van conventionele energiecentrales – maar in de toekomst ook toenemende flexibele vraag in de vorm van vraagsturing (DSR), power-to-x en verschillende types opslag – eruit kan zien. Hierbij wordt gestreefd naar minimale Europese systeemkosten en wordt rekening gehouden met de technische eigenschappen van de eenheden. In het gehanteerde model is Nederland integraal onderdeel van de geïntegreerde Europese elektriciteitsmarkt, waardoor de inzet van Nederlandse productie en vraag ook mede afhankelijk is van de karakteristieken van de rest van het Europese systeem. Input voor de marktsimulaties zijn zowel de scenario parameters als ook het gedrag van niet prijsgevoelige productie en vraag per land zoals bepaald in stap 1.2. Geografische afbakening en toegepaste capaciteitsberekeningsmethodiek voor de interconnectoren Het geografische gebied van het gemodelleerde systeem bestaat uit de Europese Unie, het Verenigd Koninkrijk, Noorwegen, Zwitserland en de Balkanlanden.

In het marktmodel wordt daarbij voor alle landen in dit geografische gebied de biedzone-indeling aangehouden zoals deze momenteel van toepassing is. Iedere biedzone wordt binnen de marktsimulaties gemodelleerd als ‘koperen plaat’. Dat wil zeggen dat het marktmodel geen rekening houdt met interne transportbeperkingen binnen een biedzone. Tussen biedzones bestaat echter wel een grens aan de hoeveelheid voor de markt beschikbare transportcapaciteit (de interconnectiecapaciteit). Waar van toepassing worden er ook offshore biedzones – windparken op zee die gekoppeld zijn aan meerdere landen, zoals het LionLink project – gemodelleerd. In dit IP zijn de (voor de markt beschikbare) interconnectiecapaciteiten op de HVAC-verbindingen met België en Duitsland voor de meeste steekjaren

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

29

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

op basis van de flow-based (FB)-methodiek berekend, zoals deze binnen de Core-regio1 operationeel wordt toegepast. Hierbij wordt op basis van uurlijkse netgegevens bepaald hoeveel uitwisselingscapaciteit beschikbaar is tussen de biedzones in dit gebied. Voor 2040 zijn – vanwege de grote onzekerheden op lange termijn – Net Transfer Capacity (NTC)-berekeningen gebruikt in plaats van FB-berekeningen. NTC-berekeningen bieden een robuustere en transparantere methode voor het inschatten van grensoverschrijdende transportcapaciteiten wanneer gedetailleerde netmodellen niet beschikbaar zijn. De gebruikte netgegevens komen overeen met die gebruikt voor de analyse van de capaciteitsknelpunten (zie beschrijving stap 2). Voor de HVDC-verbindingen met Noorwegen, Groot-Brittannië en Denemarken gelden vaste maximale uitwisselingscapaciteiten, die echter wel invloed hebben op de beschikbare uitwisselingscapaciteit op het ACnet via de principes van Advanced Hybrid Coupling (AHC). Gebruik van steekjaren Om het aantal berekeningen beheersbaar te houden, worden de scenario’s doorgerekend voor vier steekjaren: 2026, 2030, 2035 en 2040. Deze steekjaren geven een goed beeld van de mogelijke ontwikkelpaden in de elektriciteitsmarkt binnen de zichtperiode van dit IP.

Ze sluiten aan bij de lange termijn doelen van het kabinet en de door ENTSO-E gehanteerde steekjaren in het Ten-Year Network Development Plan (2030 en 2040), wat de vergelijking van scenario’s vereenvoudigt. Stap 1.4 Regionalisatie De scenario’s en uitkomsten van de marktsimulaties beschrijven in eerste instantie hoe opwek, vraag en flexibiliteit op landelijk niveau in een bepaald jaar eruit kunnen zien. Zowel voor het uitvoeren van netberekeningen en knelpuntanalyses, alsook voor het bepalen van de profielen voor wind en zon (zie stap 1.2) moeten aannames worden gemaakt van de toekomstige locaties van aanbod, vraag en flexibiliteit. Deze stap wordt ‘regionalisatie’ genoemd. 1

Voor de regionalisatie wordt input uit verschillende bronnen gebruikt: • Huidige locaties van opwek, vraag en flexibiliteit als vertrekpunt; • Reeds lopende en voldoende concrete projecten en aansluitaanvragen bij de regionale netbeheerders en TenneT; • Uitvraag producenten met betrekking tot. toekomstige plannen conventionele centrales; • Uitvraag direct aangesloten klanten met betrekking tot toekomstige verwachting elektriciteitsvraag; • Programma’s en analyses zoals informatie van de CES en RES In sommige gevallen is hierbij een vertaalslag nodig van regio’s (bijvoorbeeld gemeentes) naar de topologie van het elektriciteitsnet. Waar de informatie over de toekomstige situatie te weinig concreet of onvoldoende is, worden er modelgebaseerde aannames gemaakt over de verwachte locaties. Zo kennen de locaties van de verwachte hoeveelheden batterijopslag en power-to-x op dit moment nog een redelijk grote onzekerheid en wordt ervan uitgegaan dat deze vooral op locaties komen te staan waar ze kunnen helpen om netcongestie te verminderen. Uitkomst van deze stap is een regionale uitsplitsing van alle relevante opwek, vraag en flexibiliteitsassets op het niveau van onderstations in het elektriciteitsnet van TenneT. Meer informatie over de regionalisatie is te vinden in het hoofdstuk 6.

Resultaat stap 1: Elektriciteitsproductie en -vraag per uur Stap 1 resulteert in tijdreeksen voor vraag en aanbod en marktuitwisseling van elektriciteit met het buitenland. Voor ieder scenario en steekjaar bestaan deze uit een set van uurwaarden van: • De elektriciteitsvraag in Nederlanden en het buitenland. • De productie in Nederland en het buitenland, uitgesplitst in (brandstof)categorieën. • Import- en exportposities ten opzichte van andere landen binnen het Core capaciteitsberekeningsgebied via de (HVAC-)interconnectoren met België en Duitsland, en de commerciële uitwisselingen op alle andere (HVDC-)verbindingen.

Samen met de regionalisatie vormt dit resultaat de belangrijkste input voor de analyse voor de capaciteitsknelpunten (stap 2).

5.3 Analyse capaciteitsknelpunten De capaciteitsknelpunten worden in stap 2 bepaald. Figuur 5.3 toont de verschillende stappen binnen stap 2 die hieronder worden uitgelegd. Figuur 5.3: Stappen voor de analyse van capaciteitsknelpunten

Stap 2.1 Opstellen netmodel

Stap 2.2 Toetsen van het net

Stap 2.3 Bepalen ernst van het knelpunt

Resultaat Capaciteitsknelpunten

Stap 2.1 Opstellen netmodel Met het netmodel berekent TenneT de vermogensstromen en kortsluitstromen in het net afhankelijk van de topologie, de inzet van elektriciteitsproductie-eenheden en de verdeling van de elektriciteitsvraag over de hoogspanningsstations. Voor dit IP hanteert TenneT hiervoor de onderstaande uitgangspunten. Het netmodel dat voor dit IP wordt gehanteerd, is gebaseerd op de verwachte netsituatie op 1 juli 2026. Voor de verschillende steekjaren wordt het netmodel aangevuld met de tussentijds gerealiseerde uitbreidingen, mits die projecten zich in december 2024 in de realisatiefase bevonden. De overige projecten in het portfolio hebben immers nog geen Final Investment Decision (gate 2). Het netmodel representeert naast het Nederlandse net ook relevante delen van netten in andere landen. Deze netmodellen zijn afkomstig van ENTSO-E uit het Ten Year Network Development Plan (TYNDP). Voor de steekjaren 2026 en 2030 wordt het TYNDP2030 netmodel gebruikt en voor steekjaren 2035 en 2040 het TYNDP2040 netmodel. Hierdoor wordt rekening gehouden met de invloed van grensoverschrijdende

Tot de Core capaciteitsberekeningsregio behoren Nederland, Duitsland, België, Frankrijk, Polen, Tsjechië, Oostenrijk, Hongarije, Slowakije, Roemenië, Slovenië en Kroatië. Daarnaast vallen de grenzen van deze landen met alle omringende landen binnen dit gebied.

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

30

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

vermogensstromen en wijzigingen in het buitenlandse net op de vermogensstromen in Nederland.

Voor dit IP heeft TenneT meerdere soorten netberekeningen uitgevoerd. Uit deze netberekeningen volgen capaciteitsknelpunten.

Het startpunt voor de analyses met het netmodel is dat alle netschakels beschikbaar zijn voor bedrijfsvoering, de n-0 situatie (geen uitval). In stap 2.2 worden uitvalsituaties beschouwd door stapsgewijs netschakels te deactiveren (n-1, n-2).

Vermogensstromen Met behulp van het netmodel worden de vermogensstromen door alle verbindingen bepaald voor elk uur van elk steekjaar en voor elk scenario. In het netmodel zijn alle netschakels gespecificeerd met een maximale belastbaarheid, zowel in de zomer (april t/m oktober) als in de winter (november t/m maart). Indien de berekende belasting op een circuit of een transformator groter is dan de maximale belastbaarheid, dan wordt dit aangemerkt als een capaciteitsknelpunt. Hierbij houdt TenneT rekening met de criteria zoals opgenomen in het Besluit investeringsplan en kwaliteit elektriciteit en gas2 en de regels in de Elektriciteitswet. De vermogensstromen worden bepaald voor de volgende situaties: • n-0 criterium: De vermogensstromen bij normaal bedrijf, zonder uitval van circuits, transformatoren of productie-eenheden; • n-1 criterium: Enkelvoudige storing aan circuits, transformatoren en productie-eenheden bij normaal bedrijf; • n-2 criterium: Onderhoud aan één willekeurig circuit, transformator of productie-eenheid in combinatie met een (ongeplande) storing aan één willekeurig circuit, transformator of productie-eenheid. Bij de beoordeling van een eventueel gesignaleerd capaciteitsknelpunt wordt rekening gehouden met de mogelijkheid om onderhoud te plannen ten tijde van gunstige productie- en belastingsituaties.

Dat wil zeggen dat er slechts sprake is van een knelpunt als onderhoud niet meer gepland kan worden zonder dat de enkelvoudige storingsreserve kan worden gegarandeerd. Hiervoor is een onderhoudsvenster van acht aaneengesloten weken nodig; • 100 MW/6h criterium: Aanvullend wordt gekeken of het onderhoud van uitlopers gepland kan worden zodat tijdens een onderhoudsvenster van acht aaneengesloten weken de zuivere belasting (verbruik) lager is dan 100 MW. Wanneer niet aan dit criterium kan worden voldaan, wordt dit geduid als een 100 MW/6h-knelpunt; • n-1 criterium voor railsystemen: Enkelvoudige storing aan 380/220/150/110 kV-railsystemen bij normaal bedrijf. Bij 380/220 kVrailsystemen is een onderbreking van verbruik niet toegestaan. Bij

Stap 2.2 Netberekeningen De set van uurwaarden van de geraamde productie per categorie wordt gebruikt voor de inzet van de elektriciteitsproductie-eenheden in het model. Deze uurwaarden worden gealloceerd aan de productie-eenheden van een specifieke soort (zon, wind, gas, kolen, etc.) op basis van hun marginale productiekosten. Het opgestelde productievermogen per station en de aangesloten belasting is gebaseerd op de opgaves van regionale netbeheerders en direct aangesloten klanten (zie stap 1.4 regionalisatie). De uurwaarden van de aangesloten opwek en belasting volgen de scenariodata en marktsimulaties van TenneT (stap 1.2 en 1.3). Bij de berekening van de capaciteitsknelpunten in de 150 kV- en 110 kV-netten wordt de belasting van het station geschaald zodat de maximale uurwaarde van de belasting overeenkomt met het maximale stationsverbuik zoals opgegeven door de regionale netbeheerder. Voor zonnepanelen is aan klanten en regionale netbeheerders het paneelvermogen (MWp) gevraagd, zoals ook in de RES gebruikt wordt. Bij de berekeningen houdt TenneT rekening met de effecten van oriëntatie, de dimensionering van de omvormers en marktgebaseerd curtailment. De netto teruglevering van zonnepanelen ligt dus aanzienlijk lager dan het paneelvermogen. In dit investeringsplan verschilt de maximale inzet afhankelijk van het type zon-opwek, het steekjaar en het scenario.

Voor grootschalige zon loopt deze netto teruglevering richting 2040 af naar 50% van het opgesteld vermogen, in overeenstemming met de voorwaarden voor de subsidiebeschikking voor (grootschalige) zonPV projecten. 2

150/110 kV-railsystemen mag de onderbreking van verbruik maximaal 500 MW zijn gedurende een uur en daarna maximaal 100 MW gedurende vijf uur. De uitval van productie mag niet groter zijn dan 1500 MW; • n-2 criterium voor railsystemen: Railsystemen worden voor onderhoudssituaties getoetst op enkelvoudige storingsreserve indien een enkelvoudige storing kan leiden tot: ◦ Een dusdanige verstoring van grote (inter)nationale energietransporten dat elektriciteits- vraag of -productie op andere stations met hetzelfde spanningsniveau onderbroken raakt (alleen van toepassing op het 380 kV- en 220 kV-net); ◦ Een onderbreking van meer dan 1.500 MW productievermogen; ◦ Een onderbreking van de elektriciteitsvraag in het onderliggende net die qua omvang en hersteltijd groter is dan de gedefinieerde maximale vermogens-tijdcurve zoals opgenomen in het Besluit Investeringsplan en kwaliteit elektriciteit en gas. De toetsing aan de railcriteria is alleen voor het scenario ‘Koersvaste Middenweg’ uitgevoerd, aangezien dit het enige scenario is waarvan in alle steekjaren volledige informatie beschikbaar is. Dit is in lijn met vorige investeringsplannen. Kortsluitstromen De kortsluitvastheid wordt getoetst om de netveiligheid en persoonlijke veiligheid in de nabijheid van installaties vast te stellen.

Met behulp van kortsluitstroomberekeningen wordt getoetst of de maximaal optredende stromen tijdens een kortsluiting de kortsluitvastheid van de installaties niet overstijgt. Bij de kortsluitstroomberekeningen wordt uitgegaan van een volledig beschikbaar net vanaf 110 kV. Alle productie-eenheden met een aansluitovereenkomst op dit net zijn daarbij ‘in bedrijf’ verondersteld, ook de productie-eenheden die geconserveerd zijn. Daarnaast worden de kortsluitbijdrages van buitenlandse TSOs en regionale netbeheerders gemodelleerd conform opgaven van deze netbeheerders. Bij deze

Het Besluit investeringsplan en kwaliteit elektriciteit en gas bevat een aantal vrijstellingen in paragraaf 4a, deze worden meegenomen in de berekeningen van dit investeringsplan.

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

31

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

berekeningen wordt ook rekening gehouden met de kortsluitbijdrages van de aan te sluiten toekomstige offshore platforms. Zowel de éénfase- als de driefasen-kortsluitstroom wordt berekend. Een kortsluitknelpunt wordt als zodanig geïdentificeerd als de berekende éénfase en/of de driefasen-kortsluitstroom groter is dan de kortsluitvastheid van de betreffende installatie. Netuitbreidingen kunnen de kortsluitstromen in het net verhogen. Voor deze analyse wordt in het netmodel daarom een aantal 380/220 kVnetversterkingsprojecten opgenomen waarvan de realisatie nog niet definitief is, maar waar wel het voorkeursalternatief bepaald is (Gate 1). Om te borgen dat de kortsluitstromen na realisatie van alle geplande netversterkingen niet te hoog worden, wordt er voor het laatste steekjaar een berekening gedaan met alle netversterkingsprojecten en de loadpocketstructuur. De toetsing van de kortsluitvastheid is alleen voor het scenario ‘Koersvaste Middenweg’ uitgevoerd, aangezien dit het enige scenario is waarvan in alle steekjaren volledige informatie beschikbaar is. Dit is in lijn met vorige IP's. Systeemintegriteit Naast berekeningen met vermogensstromen (loadflow) en kortsluitstromen, toetst TenneT het net ook op systeemintegriteit aspecten. Vanwege de doorlooptijd van deze complexe studies, wordt een deel van deze berekeningen na het IP gedaan.

Een deel van de investeringen voor systeemintegriteit is dus gebaseerd op informatie uit vorige IP's. De behoefte aan inertie is echter ook getoetst op basis van de nieuwste informatie uit IP2026. TenneT licht hieronder toe welke type studies uitgevoerd worden. Systeemintegriteit knelpunten worden onder capaciteitsknelpunten geschaard. Inertie Inertie in elektriciteitssystemen verwijst naar de opgeslagen energie die onmiddellijk en automatisch wordt vrijgegeven om korte-termijn balansverstoringen (afwijkingen tussen opwek en afname) tegen te

gaan. Inertie wordt van oudsher voornamelijk geleverd door synchrone generatoren en hun turbines, die een grote roterende massa bevatten met daarin opgeslagen kinetische energie. Deze machines worden echter vervangen door hernieuwbare bronnen zoals zonnepanelen en windturbines, die aanzienlijk minder (of zelfs geen) inertie leveren, doordat deze met omvormers (vermogenselektronica) gekoppeld zijn aan het net. In de toekomst kunnen hernieuwbare bronnen wel inertie leveren door gebruik van vermogenselektronica met geavanceerde regelingen en voldoende energieopslag. Desalniettemin vermindert de afnemende inertie het vermogen van het systeem om frequentieveranderingen te weerstaan, wat leidt tot meer frequentievolatiliteit en een verhoogd risico op overschrijding van operationele frequentielimieten. Naast de netstabiliteit van het Nederlandse net is inertie ook essentieel voor de integriteit van het grotere synchrone gebied van continentaal Europa, waarvoor ENTSO-E het Project Inertia heeft opgezet. Een belangrijk risico voor de netveiligheid zijn de systeemsplitsingen (ook wel ‘eilandvorming’ genoemd). Bij lagere inertie kunnen dergelijke gebeurtenissen leiden tot hogere snelheid waarmee de frequentie verandert (ook wel RoCoF, ‘Rate Of Change of Frequency’ genoemd), wat het risico op systeemsplitsingen vergroot. Een systeemsplitsing kan leiden tot cascade effecten en black-outs.

Om de systeemstabiliteit te waarborgen en het risico op systeemsplitsingen te beperken, bewaakt TenneT de verwachte inertie in het Nederlandse net. Op basis van uurdata van de jaarproductie uit de marktsimulatie wordt per scenario en steekjaar een schatting gemaakt van de beschikbare synchrone inertie. Deze inertie wordt vervolgens genormaliseerd, door deze te delen door de totale elektriciteitsopwekking. Dit geeft als resultaat een equivalente inertietijdconstante (Hsyn), uitgedrukt in seconden (sMW/MVA). Deze waarde wordt getoetst aan de kernvereiste van ENTSO-E’s Project Inertia: in 2035 een minimale inertietijdconstante van Hsyn = 2 seconden gedurende minstens 50% van het kalenderjaar. Op basis hiervan kan de totale aanvullende inertiebehoefte worden bepaald, wat een richting geeft voor de benodigde investeringen in inertiemaatregelen. De ENTSO-

E-methodologie biedt hiervoor een duidelijke, robuuste (‘no-regret’) basis voor de middellange termijn, al is verdere verfijning en herbeoordeling van de methodologie voor de lange termijn behoefteraming vereist om een gelijkmatige verdeling van inertie in Europa te garanderen. Systeemsterkte Systeemsterkte is een lokale eigenschap van het elektriciteitssysteem die bepaalt hoe sterk de spanning verandert na een verstoring. Voldoende systeemsterkte is essentieel voor het stabiel functioneren van het net, zowel bij grote verstoringen (zoals kortsluitingen) als bij kleinere, zoals fluctuaties door regelingen van hernieuwbare bronnen. Bij een grote verstoring daalt de spanning, waarna het systeem zich moet kunnen herstellen tot een stabiele waarde. Hoe lager de systeemsterkte, hoe moeilijker dit herstel. Bij lage systeemsterkte functioneren de regelingen van omvormer-gebaseerde bronnen (zoals zon en wind) minder goed, wat kan leiden tot oscillaties en zelfs afschakeling. Het is daarom cruciaal om te allen tijde een voldoende systeemsterkte te garanderen. Systeemsterkte hangt nauw samen met het kortsluitvermogen en beïnvloedt spanningsstabiliteit, spanningskwaliteit en de kans op ongewenste interacties tussen vermogenselektronica (bijvoorbeeld HVDC, wind- of zonneparken).

Door de toename van hernieuwbare energie en het uitfaseren van conventionele centrales neemt de systeemsterkte af. De uitkomsten van de systeemsterkteberekeningen worden gebruikt om gebieden met lage systeemsterkte te identificeren, zodat bepaald kan worden waar synchrone condensors of andere stabiliteit-ondersteunende assets het meest effectief geplaatst kunnen worden. De systeemsterkte wordt beoordeeld aan de hand van de 'Equivalent Short Circuit Ratio' (ESCR), die de lokale systeemsterkte beschrijft. Hierin wordt rekening gehouden met het minimale kortsluitvermogen op een gegeven punt in het net en met de capaciteit van alle omvormergebaseerde bronnen in de omgeving. Hierin speelt de interactiefactor een belangrijke rol. Deze beschrijft hoe sterk de spanning daalt bij

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

32

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

het aansluitpunt van de omliggende omvormers, vergeleken met de spanningsdaling op het foutpunt. Tot op heden is er geen absolute minimumnorm vastgesteld voor de ESCR in het Nederlandse net. Daarom wordt deze maatstaf uitsluitend gebruikt om de relatieve systeemsterkte tussen knooppunten in het Nederlandse net te evalueren. Spanningshuishouding en Power Quality Om de spanning in het net onder normale ‘statische’ omstandigheden binnen de operationele limieten te houden, is blindvermogen nodig. Daarnaast is dynamisch blindvermogen essentieel om de spanning ook bij schakelhandelingen of verstoringen stabiel te houden.

Tabel 5.1: Mogelijke maatregelen voor systeemintegriteitsknelpunten Mitigerende maatregel

Omschrijving

Spoel of condensatorbank Filterbank Synchrone generator (bv. gasof kerncentrale) Synchrone condensor

Levert blindvermogen en draagt bij aan statische spanningshuishouding en spanningskwaliteit. Draagt bij aan de spanningskwaliteit en in specifieke gevallen aan de spanningshuishouding. Grote door stoom of gas aangedreven draaiende machine. Draagt bij aan de systeemsterkte, spanningskwaliteit (lokaal) en levert inertie. Grote elektrisch aangedreven draaiende machine. Draagt bij aan de systeemsterkte, spanningskwaliteit en levert inertie wanneer uitgerust met een vliegwiel. Dit kan een nieuwe installatie betreffen, maar ook een omgebouwde (oude) synchrone generator. ‘STATische COMpensator’ met energieopslag (E-). Opgebouwd uit vermogenselektronica en draagt bij aan spanningshuishouding, spanningskwaliteit en levert inertie wanneer uitgerust met een ‘gridforming’ regeling. Batterijen kunnen bijdragen aan de statische en dynamische spanningshuishouding en inertie leveren wanneer uitgerust met een ‘gridforming’ regeling.1 De omvormers kunnen bijdragen aan de statische en dynamische spanningshuishouding wanneer ze uitgerust zijn met de juiste spanningsregeling.1

E-STATCOM Batterijopslagsysteem Zon- of windpark

1 TenneT investeert niet in batterij-opslagsystemen of zon- en windparken, maar kan met aangeslotenen afspraken maken over de toe te passen regeling.

Spanningshuishoudingsknelpunten volgen niet direct uit de netberekeningen, omdat deze doorgaans in gelijkstroom worden doorgerekend. Voor het analyseren van spanningshuishoudingsknelpunten zijn wisselstroomberekeningen vereist, wat niet binnen de tijdslijn van het opstellen van het IP past. Daarom worden deze knelpunten parallel aan de IP-cyclus in kaart gebracht en opgenomen in het volgende IP. Naast deze vormen van spanningsbeheersing speelt ook de bredere context van spanningskwaliteit een belangrijke rol. TenneT voert interne studies uit naar spanningskwaliteit en isolatiecoördinatie en de benodigde maatregelen, zoals het plaatsen van filters en het plaatsen van blindstroomcompensatiespoelen. Om de symmetrie te verbeteren heeft TenneT haar beleid aangepast wat leidt tot onder andere het toepassen van fasewisselingen in bovengrondse verbindingen. Oplossingsalternatieven Er zijn oplossingsalternatieven mogelijk voor de systeemintegriteit aspecten, die in sommige gevallen voor meerdere knelpunten een oplossing bieden. De onderstaande tabel geeft een overzicht van mogelijke oplossingsalternatieven.

Stap 2.3 Bepalen van de ernst van het capaciteitsknelpunt Om de ernst van de capaciteitsknelpunten in het net inzichtelijk te maken, wordt een jaarrond rekenmethode gebruikt. Hierbij wordt voor elk uur van het jaar het effect op het elektriciteitsnet getoetst van de combinatie van productie en elektriciteitsvraag uit de marktsimulaties. Het risico op overbelasting van een netschakel in het net is een resultante van de hoogte van de mediaan van de overbelasting en het aantal uren dat deze optreedt. Deze berekening wordt zowel voor de ongestoorde toestand (n-0) als voor de gestoorde toestanden (n-1 en n-2) afzonderlijk uitgevoerd, waarna de ernst wordt bepaald op basis van een weging van deze resultaten. Een overbelasting tijdens normaal bedrijf wordt daarbij ernstiger geclassificeerd dan een even grote overbelasting bij een enkelvoudige storing, die weer ernstiger wordt geclassificeerd dan een overbelasting gedurende een enkelvoudige storing ten tijde van onderhoud. Omdat er onzekerheid in de scenario’s zit, wordt een overschrijding in de steekjaren 2035 en 2040 pas vanaf 110% als een knelpunt beschouwd.

Met het ‘Besluit Investeringsplan en kwaliteit elektriciteit en gas’ zijn vrijstellingen verleend voor een aantal uitvalsituaties. Een aantal van deze vrijstellingen heeft betrekking op het verlaten van de redundantie voor productie op 110 kV- en 150 kV-Verbindingen (‘vluchtstrook’). TenneT streeft ernaar om waar mogelijk de vluchtstrook toe te passen om productieknelpunten te verhelpen. De redundantie verlaten vraagt wel aanvullende studies en berekeningen om te bepalen of dit een optie is en wat er eventueel aan aanvullende maatregelen nodig is. Dit omvat onder andere het bepalen van het effect van de vermazing, de hoeveelheid afregelbaar vermogen in het net van TenneT en de regionale netbeheerders, gevolgen voor de systeemintegriteit en eventuele impact op infrastructuur van derden (zoals EMC/magneetvelden). TenneT rapporteert deze n-1 knelpunten daarom wel, maar onderzoekt eerst of het verlaten van redundantie daadwerkelijk een mogelijkheid is alvorens een investeringsproject te starten. Resultaat stap 2: Overzicht capaciteitsknelpunten Het resultaat van deze analyses levert het overzicht met capaciteitsknelpunten op. De ernst van capaciteitsknelpunten wordt voor alle netvlakken op dezelfde wijze bepaald.

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

33

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

5.4 Analyse kwaliteitsknelpunten Om een goed functionerend elektriciteitsnet te waarborgen, dient de functionaliteit van de componenten in stand te worden gehouden. Dit gebeurt door onderhoud, revisie en/of vervanging van componenten. Het reguliere onderhoud aan het landelijk hoogspanningsnet valt op grond van artikel 21 van de Elektriciteitswet niet binnen het IP; alleen de vervangingsinvesteringen zijn hierin opgenomen. Inspecties De status van de componenten wordt in kaart gebracht door het uitvoeren van inspecties, zoals omschreven in de TOR (TenneT Onderhoudsrichtlijn). Onder andere die inspecties kunnen leiden tot de definitie van een kwaliteitsknelpunt, wat weer kan leiden tot vervanging van één of meerdere componenten.

Figuur 5.4: Scores Health Index

Health: Goed Regulier onderhoud

Health: Voldoende Aanvullend onderhoud mogelijk

Health: Matig Risicogebaseerd actieplan

Health: Onvoldoende Vervanging/revisie

Health Index-methodiek TenneT heeft de Health Index ontwikkeld om de conditie van haar componenten, die zijn vastgelegd in het bedrijfsmiddelenregister, te bewaken. De Health Index is een waardeoordeel over de conditie van een component op basis van de verwachte restlevensduur, gebaseerd op faalstatistieken van een populatie, het bouwjaar en de door inspecties vastgestelde staat van componenten. Componenten krijgen op grond van conditie-indicatoren een gewogen score, uitgedrukt in een kleur (Health Index). De Health Index-methodiek is gebaseerd op FMECA’s (Failure Mode Effect & Criticality Analysis). De Health Index-methodiek geeft een inschatting van de mate waarin de componenten binnen de inspectieperioden voldoen aan de technische uitgangspunten. Hiertoe zijn vier niveaus gedefinieerd zoals samengevat in de figuur 5.4. • Goed (groen): verwachte technische conditie blijft binnen zes jaar voldoen aan de technische uitgangspunten. • Voldoende (oranje): verwachte technische conditie voldoet binnen zes jaar niet aan de technische uitgangspunten, maar kan met aanvullend onderhoud weer goed (groen) worden. • Matig (rood): verwachte technische conditie voldoet binnen zes jaar niet meer aan de technische uitgangspunten. Afhankelijk van de risico’s worden acties vastgesteld om de component weer terug te brengen naar een groene indicatie in de Health Index.

• Onvoldoende (paars): verwachte technische conditie voldoet binnen drie jaar niet meer aan de technische uitgangspunten. Door uitvoering van revisies of vervangingen, opgenomen in de portfolio, worden deze risico’s gemitigeerd.

De Health Index geeft een weergave van de toestand van de assets maar geeft geen inzicht in het faalgedrag. De conditie van een component hoeft niet de enige reden voor een mogelijke storing te zijn. Met de risicoscore per bedrijfswaarde wordt beter inzicht verkregen in de betrouwbaarheid, veiligheid of gelijkwaardige bedrijfswaarden van de netonderdelen en kan gericht gestuurd worden. De risico’s op falen van de componenten worden gecombineerd op stationsniveau, waarbij stations met gesommeerd een hoog risico een hogere prioritering krijgen om vervangen te worden. Er wordt een onderverdeling gemaakt, gebaseerd op de configuratie van het station, lopende projecten, geplande uitbreidingen en scope van de problematiek. De Health Index vormt een eerste inschatting van de risico’s die aanwezig zijn op het station en vormt de aanleiding om te starten met vervangingen. Na een verdere inspectie van het station (‘schouw’) wordt de definitieve scope van de problematiek vastgesteld.

De Health Index maakt inzichtelijk of identieke componenten elders in het net eenzelfde score laten zien en daarmee of het een populatieprobleem betreft of slechts een probleem met een enkele component. Voor componenten met een rode en paarse Health Index wordt een risicobeoordeling gemaakt om te komen tot een score per bedrijfswaarde zoals beschreven in de volgende paragraaf. Op basis daarvan wordt vastgesteld welke van de componenten met welke prioriteit vervangen moeten worden.

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

34

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

5. Methodiek

4. Terugblik

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

Conditie van componenten Op hoofdlijnen is de conditie van componenten vergelijkbaar met IP2024. Bij sommige categorieën hebben vervangingen geleid tot een verbetering van de Health Index, terwijl bij andere categorieën vanwege veroudering van componenten de score is afgenomen. Vanwege de ombouw van de aarding van het blusspoel geaarde net zijn de Petersen (blus)spoelen niet meer in gebruik, waardoor deze componenten verdwenen zijn uit dit overzicht.

Figuur Index 5.5: Conditie Health 380/220van kV de componenten op 380/220 kV

Figuur 5.6:150/110 Conditie van Health Health Index Index 150/110 kV kV de componenten op 150/110 kV

Aarder

Aarder Aarder

Besturing systemen

Besturing Besturing systemen systemen

Beveiliging systemen

Beveiliging Beveiliging systemen systemen

Compensatiespoel

Compensatiespoel Compensatiespoel

Condensatorbank

Condensatorbank Condensatorbank

Dak- en muurdoorvoering

DakDaken en muurdoorvoering muurdoorvoering

Dwarsregeltransfromator

Dwarsregeltransfromator Dwarsregeltransfromator

Energie voorziening

Energie Energie voorziening voorziening

Instrumentatietransformator

Instrumentatietransformator Instrumentatietransformator

Kabel

Kabel Kabel

Lijnsegment

Lijnsegment Lijnsegment

Overspanningsafleider

Overspanningsafleider Overspanningsafleider

Power Quality meting

Power Quality meting Power Quality meting

Scheider

Scheider Scheider

Goed Voldoende Vermogensschakelaar Vermogensschakelaar Matig Vermogenstransformator Vermogenstransformator Onvoldoende

Vermogensschakelaar Vermogenstransformator 0

20

40

60

80

100

0 0

Goed Goed Voldoende Voldoende Matig Matig Onvoldoende Onvoldoende

20 20

40 40

60 60

80 80

100100

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

35

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

5.5 Risicoscore knelpunten

Figuur 5.7: Risicomatrix

Knelpunten komen enerzijds voort uit netberekeningen en anderzijds uit de Health Index en andere indicatoren die informatie verstrekken over de conditie van componenten. Ieder knelpunt heeft een actueeldatum; de datum vanaf wanneer het risico kan optreden. Ieder gerelateerd project heeft een inbedrijfname (IBN) datum, de datum waarop TenneT voorziet dat het knelpunt is opgelost. Ligt de IBN datum van een gerelateerd project voorbij de actueeldatum van een knelpunt dan is een knelpunt gedurende deze periode actueel.

Een overzicht van de resultaatgebieden en de weging is weergegeven in onderstaande tabel. De wegingswaarden staan voor de strategie en het beleid van TenneT. Veiligheid en Kwaliteit van levering zijn de belangrijkste bedrijfswaarden. Financieel, Compliance, Milieu en Belanghebbenden hebben een lagere weging dan Veiligheid en Kwaliteit van levering. Tabel 5.2: Overzicht en weging van de resultaatgebieden ter bepaling van de risicoscore Resultaatgebied

Omschrijving

Weging

Veiligheid Kwaliteit van levering Financieel Compliance Milieu Belanghebbenden

Aantal en zwaarte van ongevallen Beschikbaarheid van het net en spanningskwaliteit Verwachte (maatschappelijke) kosten Straffen en boetes bij niet voldoen aan eisen Herstelbaarheid aangebrachte schade Beschadigde relaties met belanghebbenden

26% 26% 12% 12% 12% 12%

Extreem

Serieus

Redelijk

Gemiddeld

Klein

Zeer klein Frequentie

De risicoscore voor een knelpunt wordt bepaald door een beoordeling op zes resultaatgebieden. Dit leidt na weging van de resultaatgebieden tot een kwantitatieve risicoscore per knelpunt, uitgedrukt in een logaritmische schaal en is verdeeld in zes risicocategorieën: • Verwaarloosbaar (donkergroen): 0-0,01 • Laag (groen): 0,01-0,1 • Medium (geel): 0,1-1 • Hoog (licht oranje): 1-10 • Zeer hoog (oranje): 10-100 • Kritiek (rood): >100

Impact

Vaak

■ 1000

Regelmatig

■ 100

Waarschijnlijk

■ 10

Mogelijk

■1

Onwaarschijnlijk

■ 0,1

Bijna onmogelijk

■ 0,01

Voor de risicoscore per resultaatgebied worden de impact en frequentie gecombineerd. De risicomatrix (figuur 5.7) geeft schematisch de totstandkoming van de risicoscore per resultaatgebied weer. De frequentie van de gebeurtenis varieert in zes gradaties van vaak (meer dan één keer per jaar) tot bijna onmogelijk (minder dan eens per 10.000 jaar) voor ieder resultaatgebied. De impact op de zes resultaatgebieden wordt voor ieder resultaatgebied in zes categorieën geclassificeerd: 1. De impact op veiligheid wordt bepaald aan de hand van het aantal en de zwaarte van ongevallen waarbij TenneT personeel, voor TenneT werkende aannemers of derden betrokken zijn; 2. De impact op kwaliteit van levering wordt uitgedrukt in de niet-beschikbaarheid van het net: de totale tijd van storingen en stroomonderbrekingen, in combinatie met de hoeveelheid vermogen dat mogelijk uitvalt of de hoeveelheid grootschalige redispatch om deze uitval te voorkomen. 3. Financiële impact wordt gemeten in kosten die kunnen voortvloeien uit het bestaan van het betreffende knelpunt, zoals de kosten die volgen uit het herstellen van de energietoevoer, de wettelijke

compensatiekosten bij overschrijding van een bepaalde uitvalduur en de kosten als gevolg van noodzakelijke redispatch. 4. Het resultaatgebied compliance is een maat voor de impact die voortkomt uit het mogelijk niet voldoen aan wet- en regelgeving. 5. De impact op milieu wordt gemeten in mate van herstelbaarheid van de potentiële schade aan het milieu, bijvoorbeeld door lekkage van SF6-gas en olielekkage. 6. Het resultaatgebied belanghebbenden omvat de impact op de betrekkingen met belanghebbenden zoals klanten, omwonenden en overheden. De risicoscore voor bepaalde knelpunten kan verschillen in de tijd. Zo houdt TenneT bij knelpunten die opgelost worden door grootschalige vervangingsprogramma’s van een populatie rekening met een aflopende risicoscore bij voortschrijdende realisatie. Dit betekent dat de risicoscore van een knelpunt, gerelateerd aan een vervangingsprogramma, evenredig daalt met het aantal vervangingen dat is uitgevoerd of gepland binnen dat programma. De risicoscore van bepaalde knelpunten ontwikkelt zich in de tijd, bijvoorbeeld wanneer n-2 knelpunten met de tijd toenemen tot n-1 knelpunten of wanneer knelpunten pas ontstaan in latere steekjaren.

In het geval dat een capaciteitsknelpunt wordt geconstateerd dat niet optreedt in alle scenario’s, wordt de waarschijnlijkheid van het knelpunt lager ingeschat dan 1 en wordt deze waarschijnlijkheid verwerkt in de risicobeoordeling. Voor dit IP zijn drie scenario's doorgerekend, deze worden uitgebreid beschreven in hoofdstuk 6. Het Koersvaste Middenweg scenario krijgt, als meest waarschijnlijke scenario, een zwaardere weging (50%) dan de flankerende scenario's Eigen Vermogen (25%) en Gezamenlijke Balans (25%).

Ontwerp investeringsplan 2026 Net op land – Consultatiedocument TenneT TSO B.V.

36

1. Inleiding

2. Strategie

3. Totaaloverzicht

4. Terugblik

5. Methodiek

6. Scenario’s en marktsimulaties

7. Investeringen

8. Projecten Rijksprojectprocedure

9. Congestie

Bijlagen

Methodiek

5.6 Beschrijven projecten

Figuur 5.8: Schematische weergave investeringsproces

De werkwijze voor het beschrijven van projecten is in de basis hetzelfde voor risico-gedreven projecten (capaciteit en kwaliteit) en extern gedreven projecten. Vanwege de verschillende aanleidingen bestaat er onderscheid in welk criterium bepaalt of een project al dan niet wordt aangemaakt en opgenomen in het IP. Portfolio governance proces risico-gedreven projecten Voor risico gedreven projecten (uitbreidingsprojecten, vervangingen en functionaliteitsprojecten) geldt dat wanneer de risicobeoordeling van het bijbehorende knelpunt een waarde van medium of hoger scoort, er in de meeste gevallen direct een project aangemaakt wordt in het investeringsportfolio door middel van een Study Initiation Form (SIF) met eventueel een Gate 0-document (Project Initiation Decision) waarin een eerste verkenning van mogelijke oplossingsalternatieven wordt vastgelegd. De oplossingsrichting in dit SIF of Gate 0-document wordt gebaseerd op het Koersvaste Middenweg scenario aangezien dit scenario de grootste waarschijnlijkheid heeft en in lijn is met het (verwachte) overheidsbeleid. Dit betekent dat voor het overgrote deel van de geïdentificeerde knelpunten met een waarde van medium of hoger een maatregel en/of project wordt getroffen om dit knelpunt te mitigeren. Enkele knelpunten worden echter vooralsnog operationeel opgelost of vanwege de grote onzekerheid in het volgende IP opnieuw beoordeeld.

Er zijn diverse redenen waarom een knelpunt niet direct tot een investering hoeft te leiden. Het kan zijn dat het mitigeren van het knelpunt dusdanig complex is, dat mogelijke maatregelen niet kostenefficiënt zijn ten opzichte van de gevolgen van het optreden van het risico. Het risico kan dan worden geaccepteerd. Soms is een operationele oplossing efficiënter – bijvoorbeeld door energiestromen anders te schakelen of het gebruik van