Welkom bij WordPress. Dit is je eerste bericht. Bewerk of verwijder het, start dan met schrijven!

Eén van de zaken die vaak voor onduidelijkheid zorgt bij het bepalen van de waarde van elektriciteitsverbruik is het bepalen van de waarde die ontstaat wanneer de facturering van elektriciteitsverbruik gesplitst is naar hoogtarief uren en laag tarief uren, terwijl de facturatie op peak en offpeak uren gebaseerd is. Deze situatie vindt vaak plaats wanneer aanbieders hun klanten tarieven aan willen bieden op een transparante manier (e.g. op basis van marktprijzen voor future contracten) en tegelijkertijd voor de facturering de ‘traditionele’ hoogtarief uren willen aanhouden.

Een manier om de waarde van deze afwijking, de uren die gebruikt worden voor facturatie en de uren die gebruikt worden voor waardebepaling, te berekenen zal in dit stuk kort beschreven worden. In dit fictieve voorbeeld gaan we voor een dag uitrekenen wat dit waardeverschil is. Hierbij gaan we uit van de volgende gegevens:

–          Een volledig vlak profiel
–          Een peak prijs van 60 €/MWh
–          Een base prijs van 45 €/MWh

Eerst gaan we de waarde van de offpeak uren berekenen om zo achter de waarde per uur te komen.

De offpeak prijs = (24 * 45 – 12 * 60) / 12 = 30 €/MWh

Wanneer we deze prijzen omrekenen naar hoogtarief uren (van 7-23) en laagtarief uren (1-6, 24) komen we uit op de volgende waardes:

Hoogtarief uren €/MWh = (4 * 30 + 12 * 60) / 16 = 53 €/MWh

Laagtarief uren €/MWh = 8 * 30 = 30 €/MWh

Hiermee worden de opslagen op de peak en offpeak prijzen als volgt:

Opslag peak = 53 – 60 = 7 €/MWh

Opslag offpeak = 30 – 30 = 0 €/MWh

In de praktijk zijn dit soort berekeningen uiteraard wat complexer dan hier voorgesteld wordt. Dit ligt onder andere aan de volgende zaken:

–          Het verloop van het profiel (en het correct samenstellen van het profiel).
–          Rekening houden met feestdagen.
–          De vraag of absolute opslagen (zoals hierboven berekend) of relatieve opslagen (%) gebruikt worden.
–          Verwachte afwijkingen t.o.v. het profiel wel/niet mee te nemen.
–          Etc.


Tevfik Prins, Energy Global

December 2014

Het verschil tussen het gerealiseerde volume en de prognose wordt afgerekend op de onbalansmarkt. Indien er meer wordt verbruikt dan verwacht, wordt dit extra volume aangekocht op de onbalansmarkt tegen de afneemprijs. Indien er minder wordt verbruikt dan verwacht, wordt dit extra volume verkocht op de onbalansmarkt tegen de invoedprijs. Hoe beter partijen hun prognose maken, hoe minder er op de onbalansmarkt wordt afgerekend. In dat geval hadden volumes op bijvoorbeeld de spotmarkt en/of termijnmarkt tegen andere prijzen afgerekend kunnen worden. Doordat de prognose van het gerealiseerde verbruik afwijkt, ontstaat er dus een resultaat veroorzaakt door onbalans.

Dit artikel toont de kosten van onbalans voor het gehele consumptievolume van Nederland voor de periode vanaf 2009 t/m oktober 2014. De consumptie- en onbalansvolumes en onbalansprijzen zijn afkomstig van TenneT.

Tabel 1 toont de consumptie en het absolute onbalansvolume. Dit absolute onbalansvolume is het totale volume dat op de onbalansmarkt wordt afgerekend. Uit tabel 1 blijkt dat over de periode 2009 t/m oktober 2014 minder dan 0,94% van het totale consumptievolume van Nederland op de onbalansmarkt wordt afgerekend. Tevens blijkt dat dit percentage over de jaren redelijk stabiel is.

Figuur 1 artikel 8

Tabel 2 toont het volume dat is afgenomen op de onbalansmarkt. Daarnaast staan de bedragen en de gewogen gemiddelde onbalansprijzen behorende bij deze afneem en invoedvolumes. In bijvoorbeeld 2013 werd voor Nederland als geheel 415.470 MWh afgenomen op de onbalansmarkt tegen een bedrag van EUR 54.161.543. De gewogen gemiddelde onbalansprijs voor dit volume bedroeg 130,36 EUR/MWh. Stel dat het mogelijk was geweest deze volumes in te kopen tegen APX prijzen, dan had dit afneemvolume 55,62 EUR/MWh gekost.

Figuur 2 artikel 8

Tabel 3 toont het volume dat ingevoed wordt op de onbalansmarkt. In 2013 werd er 513.581 MWh ingevoed op de onbalansmarkt. Dit leverde een bedrag op van EUR 1.889.682. De gewogen gemiddelde onbalansprijs voor dit volume bedroeg 3,68 EUR/MWh. Stel dat het mogelijk was geweest deze volumes te verkopen tegen APX prijzen, dan had dit invoedvolume 50,60 EUR/MWh opgeleverd.

Figuur 3 artikel 8

Voor volumes die op de onbalansmarkt worden ingekocht, wordt er veel meer betaald, dan indien deze volumes tegen APX prijzen ingekocht zouden zijn (tabel 2). Voor volumes die op de onbalansmarkt worden verkocht, wordt er veel minder ontvangen, dan indien deze volumes tegen APX prijzen verkocht zouden zijn (tabel 3). Echter bleek uit tabel 1 dat maar een beperkt deel (< 1 %) van het consumptievolume van Nederland op de onbalansmarkt wordt afgerekend. Hierdoor zijn, voor Nederland als geheel, de uiteindelijke additionele kosten per MWh (de onbalansopslag) veroorzaakt door onbalans t.o.v. de (on)gewogen gemiddelde APX prijzen beperkt. Tabel 4 toont dat over de periode 2009 t/ oktober 2014 de onbalansopslag 0,41 EUR/MWh bedroeg.

Figuur 4 artikel 8

Net als het percentage van het consumptievolume dat op de onbalansmarkt wordt afgerekend redelijk stabiel is, blijkt ook de onbalansopslag voor Nederland redelijk stabiel. Deze varieert over de jaren tussen de 0,31 EUR/MWh en de 0,53 EUR/MWh. Bovenstaande gegevens zijn gebaseerd op de consumptie- en onbalansvolumes van Nederland als geheel. Er zijn eindgebruikers en leveranciers die zich “verzekeren” tegen onbalanskosten en daarvoor een vaste opslag per MWh betalen. De vraag is echter hoe deze opslag zich verhoudt t.o.v. de gerealiseerde en verwachte onbalanskosten van het profiel / de portefeuille van het bedrijf.


Ferry Köhne, Energy Global
December 2014

 

 

 

 

 

De waarde van elektriciteitsverbruik bestaat uit vele verschillende elementen. Hieronder wordt een voorbeeldberekening van één van deze elementen, de opslag van het profiel, kort omschreven. De profielopslag wordt gedefinieerd als het verschil tussen de kosten van het elektriciteitsverbruik wat volgens een bepaald profiel verloopt (bijvoorbeeld het E1A profiel voor huishoudens) t.o.v. de gemiddelde kosten voor elektricteit voor dezelfde leveringsperiode. Hieronder zal kort beschreven worden hoe deze waarde wordt berekend en wat de profielopslag is geweest van het E1A profiel op 1 januari 2013.

Om de profielopslag te berekenen gaan we de kosten van het E1A profiel op 1 januari 2013 bepalen. Deze waarde is uitgedrukt in €/MWh en wordt berekend door op uurbasis het E1A verbruiksprofiel te vermenigvuldigen met APX prijzen die gelden voor dezelfde uren. Deze kosten vergelijken we dan met de gemiddelde APX prijzen voor de leveringsperiode om zo de profielopslag te berekenen.

Figuur één toont het verloop van de E1A verbruiksfracties, op 1 januari 2013 op uurbasis,  waarbij de totale verbruiksfractie op een waarde van één is gezet. Figuur twee toont de APX uurprijzen op 1 januari 2013. Figuur drie toont de tabel waarin de verbruiksfracties en de uurprijzen staan.

Figuur 9

De kosten voor het E1A profiel op 1 januari 2013 waren 35.55 €/MWh. De gemiddelde APX prijs op 1 januari 2013 was 33.94 €/MWh. De profielopslag op 1 januari 2013 voor het E1A profiel is dan dus 1.61 €/MWh.

Bovenstaande geeft een beeld van de berekening van profielopslag. Normaal gesproken worden deze berekeningen toegepast op geschatte toekomstige verbruiken en vergeleken met de prijzen van forwardcontracten om zo een indicatie te krijgen van de verwachte extra kosten van een profiel over een toekomstige leveringsperiode. Zo schatten wij bijvoorbeeld in dat de profielopslag voor het E1A profiel voor het kalenderjaar 2015 2.79 €/MWh is o.b.v. de forwardprijzen die gepubliceerd zijn op 14 november ’14.

De profielopslag is slechts één onderdeel bij de bepaling van de waarde van elektriciteitsverbruik. In toekomstige artikelen zullen andere onderdelen aan bod komen en zal de komende tijd een helder beeld ontstaan van alle verschillende elementen die onderdeel uitmaken van de berekening van de waarde van (toekomstig) elektriciteitsverbruik.


Tevfik Prins, Energy Global

November 2014

 

Wij delen graag onze kennis over de energiemarkt. We zullen de komende periode een reeks van artikelen gaan publiceren gericht op inkoop ideeën voor de inkopers van energie binnen een bedrijf. Dit is de eerste in de reeks. 


Een manier om inkoopkosten te besparen is om goed na te denken over het volume dat ingekocht moet worden. Stel dat een bedrijf het komende jaar in ieder uur 5MW aan elektriciteit nodig heeft. Veel inkopers kopen deze behoefte in door op één of meerdere momenten gedurende het voorafgaande jaar voor een totaal aan 5MW aan base load termijncontracten in te kopen. Bijvoorbeeld door vier keer per jaar voor 1,25MW te klikken.

Wat mij opvalt is dat sommige inkopers bijna als vanzelf de 5MW, dus hun verwachte verbruik, inkopen. Men neemt het totale verbruiksvolume als het aantal benodigde termijncontracten. In de financiële wereld is deze gedachte niet geheel logisch. Het uitgangspunt is dat er een markt is voor levering op de korte termijn, een spotmarkt, zoals de day-aheadmarkt (APX) voor elektriciteit. Handelen (inkopen) op de spotmarkt wordt dan gezien als het uitgangspunt. Nu zijn spotprijzen erg variabel en van tevoren moet een inkoper, die inkoopt op de day-aheadmarkt, rekening houden dat de werkelijke energiekosten hoger of lager kunnen uitvallen dan de verwachte energiekosten. Dit noemen we de onzekerheid van energiekosten.

De vraag, die de inkoper zich hierbij eigenlijk moet stellen, is in hoeverre deze onzekerheid een risico vormt voor het bedrijf. Soms kan de inkoper deze onzekerheid niet dragen, omdat de CFO vereist dat de energiekosten voor aanvang van een jaar bekend zijn ten behoeve van het budget. In dat geval moet de inkoper het volume inkopen met termijncontracten.
Maar hoeft dit niet, dan is het niet per definitie een goede strategie om alles met termijncontracten in te kopen. Indien het bedrijf in staat is om een deel van de onzekerheid van energiekosten op te vangen dan is het benodigde volume aan termijncontracten uiteindelijk veel lager. Hierdoor bespaart de onderneming aan transactiekosten en risicopremies en zal het op termijn goedkoper uit zijn. Bij het opvangen van (een deel) van de onzekerheid kan men denken aan:

  • dat de onderneming een deel van de energiekosten doorberekent in de verkoopprijs van haar producten.
  • dat de onderneming voldoende financiële buffers heeft om prijsonzekerheid op te vangen. In dit geval biedt de onderneming zelf de verzekering tegen prijsrisico in plaats van dat dit risico opgeheven wordt door een termijncontract in te kopen.
  • dat de onderneming producten verkoopt tegen variabele prijzen en die prijzen bewegen onafhankelijk van energieprijzen. Het prijsrisico dat de onderneming loopt komt voort uit de variatie van de productprijzen ten opzichte van de energieprijzen en waarschijnlijk zullen beide prijzen deels elkanders variatie opvangen, waardoor de behoefte om energiekosten af te dekken lager wordt.

Met name het laatste punt uit bovenstaande lijst wordt veel over het hoofd gezien. Bedrijven denken teveel vanuit de positie (“ik heb 5MW nodig”) en niet vanuit de energieportefeuille. Stel een bedrijf heeft elektriciteit nodig om een goed te produceren, waarbij de marktprijs van dat goed varieert. Bedrijven denken dan vaak vanuit twee posities, de energiebehoefte en de hoeveel te produceren goederen, en dekken elke positie dan afzonderlijk af.
Maar wat er eigenlijk moet gebeuren is dat het risico tussen de verkoopprijs van het goed en de inkoopprijs van energie moet worden afgedekt. Door zo te denken heeft een bedrijf bijna altijd minder termijncontracten nodig om risico’s af te dekken. Dit vergt wel een andere denkwijze en CFO’s zullen er in hun budgetten rekening mee moeten houden, echter leidt het wel tot een betere benutting van de energiemarkt en lagere inkoopkosten.

In 2009 heb ik een artikel gepubliceerd in Energy Economics dat dit onderwerp behandelt. We vroegen ons hierbij af of je een 1MW base load behoefte het beste kan inkopen met een 1MW termijncontract of dat er een betere strategie is. Gebaseerd op werkelijke prijzen lieten we zien dat men op langere termijn tegen lagere kosten inkoopt als er voor een deel via de day-aheadmarkt ingekocht wordt, omdat er in termijncontracten risicopremies zitten.

Een onderneming, die voor een deel in staat is prijsrisico’s op te vangen, kan dus op langere termijn energiekosten besparen door goed na te denken hoeveel in te kopen met termijncontracten en hoeveel via de day-aheadmarkt.

Bron: R. Huisman, R. Mahieu en F. Schlichter, 2009, “Electricity portfolio management: optimal peak/off peak allocations”, Energy Economics, 31, 169-174.


Ronald Huisman, Energy Global
Oktober 2014

Wij komen graag met u in gesprek.
Heeft u vragen en/of opmerkingen, aarzel dan niet om eens contact met ons op te nemen via email of het algemene telefoonnummer. U kunt dan vragen naar Malou Bense.

 

Het gasverbruik van huishoudens (G1A profielklanten) hangt af van de stooktemperatuur en de effectieve temperatuur. De stooktemperatuur is een grenswaarde waaronder mensen gaan stoken. Wanneer de effectieve temperatuur lager is dan de stookwaarde zetten huishoudens hun verwarming aan. Dit temperatuur afhankelijke verbruik hangt af van hoeveel de effectieve temperatuur lager is dan de stooktemperatuur.

Doordat de gerealiseerde effectieve temperatuur afwijkt van de standaardprofieltemperatuur, krijgen partijen die leveren aan G1A profielklanten te maken met meer- en/of minder gasverbruik. In het geval dat er meer gas wordt verbruikt doordat het kouder is dan de standaardprofieltemperatuur, zullen partijen dit extra gas in moeten kopen. In het geval dat er minder gas wordt verbruikt doordat het warmer is dan de standaardprofieltemperatuur, zullen partijen het gas dat niet wordt afgenomen moeten verkopen. Aangezien dit volume wordt afgerekend tegen de dan geldende marktprijs volgen hier kosten uit. We zijn bij het bepalen van deze met temperatuurcorrectie gepaard gaande kosten uitgegaan van de volgende uitgangspunten/methodiek:

  • Inkopers bepalen het verwachte gasverbruik door de standaardprofieltemperaturen toe te passen in het G1A profiel.
  • Dit verwachte gasverbruik wordt elke handelsdag van de maand, voorafgaand aan de leveringsmaand, in gelijke hoeveelheden ingekocht m.b.v. maandforwardcontracten.
  • De veronderstelde gerealiseerde gasverbuiken worden bepaald door de gerealiseerde effectieve temperatuur toe te passen in het G1A profiel. De meetcorrectiefactor is buiten beschouwing gelaten, aangezien deze geen onderdeel uitmaakt van de temperatuurcorrectie.
  • Het verschil tussen de veronderstelde gerealiseerde gasverbuiken en het verwachte gasverbruik bij standaardprofieltemperaturen wordt dagelijks afgerekend tegen day-ahead prijzen.
  • De gerealiseerde inkoopkosten worden berekend door de forwardkosten en day-ahead kosten te sommeren.
  • De geanalyseerde periode is januari 2011 t/m september 2014.

Figuur 1 toont de verwachte verbruiksfractie per maand bij de standaardprofieltemperatuur, de temperatuurgecorrigeerde verbruiksfractie en het prijsverschil per MWh tussen de gerealiseerde inkoopprijs en de forwardprijs.
Binnen de geanalyseerde periode is maart 2013 de maand met de hoogste kosten voor temperatuurcorrectie gebleken. De verwachte verbruiksfractie bij de standaardprofieltemperatuur was die maand 13% van het standaardjaarverbruik. De temperatuurgecorrigeerde verbruiksfractie kwam uit op 18,5%, aangezien het kouder was dan de standaardprofieltemperatuur. De gemiddelde prijs van het maart 2013 forwardcontract gedurende februari 2013 bedroeg 25,736 €/MWh. De gerealiseerde inkoopprijs, dus inclusief de extra inkopen op day-ahead, bedroeg 27,850 €/MWh. Dit leidt tot een prijsverschil van 2,114 €/MWh. Andere maanden met hoge kosten voor temperatuurcorrectie waren april 2011 (1,234 €/MWh), februari 2012 (1,959 €/MWh), april 2013 (1,042 €/MWh) en april 2014 (1,889 €/MWh). Van de vijf maanden met de hoogste kosten voor temperatuurcorrectie, heeft dit drie keer betrekking op april.
Van de flankmaand april is bekend dat inschattingen van het gasverbruik een grote onzekerheid hebben.

Figuur 1

Figuur 2 toont de 12-maands rollende profielgewogen kosten van temperatuurcorrectie.
Hieruit blijkt dat binnen de geanalyseerde periode, ondanks uitschieters in sommige maanden, de jaarlijkse kosten voor temperatuurcorrectie tussen de 0,673 €/MWh (periode april 2011 t/m maart 2012) en 0,063 €/MWh (periode maart 2012 t/m februari 2013) liggen. In februari 2012 schieten de 12-maands rollende kosten omhoog, doordat die maand hoge kosten voor temperatuurcorrectie kende (zie ook figuur 1). In februari 2013 schieten de 12-maands rollende kosten omlaag, doordat februari 2012 geen onderdeel meer uitmaakt van de 12-maands rollende periode.

Figuur 2

Voor de kalenderjaren en de gehele periode bedroegen de kosten:
• In 2011: 0,217 €/MWh
• In 2012: 0,477 €/MWh
• In 2013: 0,472 €/MWh
• In 2014 t/m september: 0,441 €/MWh
• 2011 t/m september 2014: 0,403 €/MWh

Dit artikel geeft, uitgegaan van bepaalde uitgangspunten, inzicht in de gerealiseerde kosten van temperatuurcorrectie. Partijen kunnen zich in de markt verzekeren tegen deze kosten. Zij betalen in dat geval een premie op een profiel- en/of blokprijs. Dit artikel kan aanleiding geven de kosten van temperatuurcorrectie te analyseren voor een specifieke situatie, met een andere portefeuille samenstelling, andere uitgangspunten en een ander hedge beleid.


Ferry Köhne, Energy Global
Oktober 2014

Inkopers en verkopers zijn altijd op zoek naar het juiste moment om toe te slaan op de markt. Wij worden daarom veel gevraagd of we denken dat prijzen gaan stijgen of gaan dalen.

Wij geloven zelf niet zo in voorspellen door vanuit het historische verloop van koersen toekomstige prijsbewegingen te voorspellen. Er zijn methoden die wel eens werken, maar dan weer voor een langere tijd niet. En hoe maak je dan de beslissing om zo’n methode te blijven volgen of niet. Als het zo makkelijk was om koersen te voorspellen, reden we allemaal in een Ferrari…

Wel denken wij dat je relatief gezien soms iets kan zeggen. Zoals nu, medio september 2014.
Wij denken elektriciteitsprijzen altijd in relatie met andere variabelen. Elektriciteit is een conversieproduct; we zetten gas of wind om in elektriciteit afhankelijk van de vraag. Om een mening te vormen over de prijs van elektriciteit voor levering in een bepaalde periode hanteren we een model dat de elektriciteitsprijs koppelt aan de verwachte vraag naar elektriciteit gedurende de leveringsperiode, de verwachte productie uit wind- en zon, de prijzen van emissierechten, gas en kolen en de efficiëntie van kolen- en gascentrales.

Zie figuur 1.

Figuur 3

De figuur toont vier grafieken die prijzen van futurescontracten van 15 september 2014 laten zien voor levering in het kalenderjaar 2015. Rechtsonder zien we de prijs voor elektriciteit. Recentelijk (rechts in de grafiek) zie je dat de elektriciteitsprijs sinds juni 2014 flink gestegen is. De vraag die zich nu opdringt is of deze prijs verder stijgt of juist daalt. Als we kijken naar de prijsontwikkeling van kolen, gas en emissierechten, dan zien we dat geen van deze prijzen zo’n stijging hebben laten zien. Dit verklaart de prijsstijging van elektriciteit niet. Het zou nog zo kunnen zijn dat de verwachte vraag naar elektriciteit in 2015 is toegenomen, de productie van stroom uit wind of zon in 2015 zal achterblijven of dat de verwachte efficiëntie van een productiepark in 2015 is afgenomen.

Wij denken dat deze verklaringen zeer onwaarschijnlijk zijn en zijn van mening dat de prijs van het 2015 leveringscontract op dit moment overgewaardeerd is ten opzichte van de onderliggende variabelen.
Dat prijzen over- of ondergewaardeerd zijn komt vaker voor. We zien in november vaak een stijging van elektriciteitsprijzen. Dat komt voornamelijk omdat inkopers te lang hebben gewacht met het inkopen van stroom voor het komende jaar en dan massaal nog aan het einde van het jaar inkopen. Er komt dan in korte termijn teveel vraag naar het leveringscontract voor het komende jaar waardoor prijzen op korte termijn weglopen bij hun onderliggende variabelen.

Wat kun je hiermee? Wij weten niet of en wanneer de elektriciteitsprijzen zullen dalen; wij denken slechts dat ze overgewaardeerd zijn. We verwachten dat ze binnenkort meer richting de andere variabelen zullen bewegen hetzij doordat elektriciteitsprijzen dalen of dat de onderliggende waarden harder stijgen dan de elektriciteitsprijzen. Het hangt van de energieportefeuille van een bedrijf af wat een goede strategie is om van deze situatie te profiteren. En hiermee kun je dus wat als adviseur…


Ferry Köhne en Ronald Huisman, Energy Global
September 2014

 

Consumenten kunnen zelf hun energieleverancier kiezen. Het aantal energieleveranciers is behoorlijk gegroeid in de afgelopen jaren en er is daarom volop keuze. Maar lang niet alle consumenten stappen over naar een andere leverancier.

Recentelijk is een Deens onderzoek gepubliceerd, waarvan de uitkomsten behoorlijk overeenkomen met de Nederlandse situatie [i].
Het onderzoek is gebaseerd op de uitkomsten van een internet vragenlijst waar 1022 huishoudens in Denemarken in 2011 aan meededen. Het onderzoek toont aan hoe bereid huishoudens zijn om over te stappen naar een andere leverancier. 11% van de huishoudens geeft aan dat zij niet overstappen, 41% zijn potentiële overstappers terwijl 48% (bijna de helft) van de huishoudens zijn passieve consumenten (of apathische consumenten zoals ze in het onderzoek worden omschreven). Deze verdeling komt volgens de ACM ongeveer overeen met de situatie in Nederland. De kans dat huishoudens overstappen hangt voornamelijk af van het relatiemanagement van de energieleveranciers en in mindere mate van de economische voordelen en psychologische drempels.

Ik vind het opvallend dat bijna de helft van de huishoudens passieve consumenten zijn. Om als samenleving goed te kunnen profiteren van de voordelen van competitie in de energiemarkt is actieve participatie van consumenten nodig.
Het onderzoek noemt wat overheden kunnen doen om het aantal actieve consumenten te vergroten, zoals consumenten beter informeren over de consequenties van overstappen om daarmee psychologische barrières weg te nemen en het ontwerpen van een eenvoudigere prijsstructuur zodat energieleveranciers beter de economische voordelen van overstappen kunnen laten zien.

[i] Zie Y. Yang, 2014, Understanding household switching behavior in the retail electricity market, Energy Policy, 69, 406-414 en ACM, 2013, Trendrapportage marktwerking en consumentenvertrouwen in de energiemarkt, april en november, Den Haag.


Ronald Huisman, Energy Global
September 2014

http://www.eur.nl/ese/nieuws/economieopinie/artikelen/detail/article/25384-de-economische-waarde-van-de-bergermeer-gasopslag/

Overheden stimuleren investeringen in duurzame energie om aan klimaatdoelstellingen te voldoen. Dit leidt tot lagere elektriciteitsprijzen.
Is dit wel goed voor de markt?

Economisch gezien is de trend naar duurzame energie meer dan een bijdrage aan het milieu. Duurzame energiebronnen zoals windmolens en zonnepanelen veranderen het aanbod systematisch en dit heeft gevolgen voor de marktprijs van elektriciteit.

Om dit te zien is het van belang te weten dat elektriciteit op een markt verhandeld wordt. Dagelijks geven producenten op de day-ahead markt aan welke prijs zij minimaal willen ontvangen voor een bepaald volume elektriciteit. De beurs die de day-aheadmarkt verzorgt (in Nederland de APX) zet de biedingen van de producenten vervolgens op een rij, oplopend in prijs. De producent met de laagste prijs krijgt als eerste volume toegewezen, vervolgens de producent met de op een na laagste prijs en dit zet zich voort totdat de totale vraag naar elektriciteit toegewezen is [1].

Wat bepaalt nu de minimale prijzen die de producenten vragen? De eigenaar van een kolencentrale zal minimaal de brandstof- en emissiekosten willen terugverdienen. De eigenaar van windmolens of zonnepanelen kent geen brandstof- en emissiekosten en kan dus lagere prijzen vragen dan de kolencentrale. Strategisch gezien zal deze eigenaar dus net iets minder vragen dan wat een kolencentrale vraagt, zodat hij zeker weet dat hij vraag krijgt toegewezen en dat zijn opbrengsten maximaal zijn. Je ziet hierdoor al dat de marktprijs lager is dan wanneer er alleen een kolencentrale zou zijn. Als er nu veel meer volume van windmolens en zonnepanelen is, of van andere producenten zonder brandstofkosten (denk aan waterkrachtcentrales), dan er vraag naar elektriciteit is zullen die producenten onderling gaan concurreren om de vraag. Omdat zij geen brandstofkosten hebben, zijn zij bereid om ieder bedrag groter dan nul te accepteren. In zo’n situatie zal de marktprijs net boven nul liggen. Dit komt al volop voor in Duitsland of Noorwegen als er teveel elektriciteit uit zon is of de waterkrachtcentrales in Noorwegen bijna overstromen door smeltende sneeuw. Hoe meer producenten zonder brandstof- en emissiekosten, des te lager de elektriciteitsprijs.

Dit effect verklaart bijvoorbeeld het verschil tussen de elektriciteitsprijs in Nederland en die op de Nord Pool beurs (de markt van de Noordse landen). In de landen van de Nord Pool markt wordt op veel dagen al meer dan de helft van de elektriciteit geproduceerd uit bronnen zonder brandstof- en emissiekosten (voornamelijk water en wind). Medio september 2014 is de prijs van het Q4 baseload contract voor levering in Nederland ongeveer euro 48 per MWh en hetzelfde contract voor levering in de Nord Pool landen kost euro 37 per MWh; ongeveer 23% lager dan in Nederland. Onderzoek in Spanje toont aan dat de elektriciteitsprijs daar gemiddeld met 4% daalt per 1 GWh aan extra windproductie.

Dit lijkt een zegen voor de elektriciteitsmarkt: hoe meer duurzame stroom, des te lager de prijs. Ik denk echter dat het een gevaar is. Windmolens worden massaal gesubsidieerd met zogenaamde feed-in tarieven (SDE regeling).
Een windmolen eigenaar krijgt vanuit dit subsidieprogramma een gegarandeerde opbrengst per MWh. Die garantie werkt als een aanvulling. De eigenaar verkoopt de stroom op de beurs en de overheid vult aan als de marktprijs lager is dan de garantieprijs. Het feit dat elektriciteitsprijzen dalen als gevolg van meer windmolens en zonnepanelen zal ertoe leiden dat de kosten van deze subsidieregeling flink zullen toenemen; de lagere prijs moet immers gecompenseerd worden. De vraag is of overheden bereid zullen zijn dit te blijven doen. Zonder die subsidies wordt het niet interessant om te investeren in windmolens en zonnepanelen. Immers, hoe meer hierin wordt investeert, hoe lager de prijs wordt en hoe minder ze opleveren.

De subsidieregeling beschermt de investeerder vooralsnog, maar als de subsidie om een of andere reden wordt beperkt of afgeschaft zitten investeerders met windmolens en zonnepanelen die weinig opleveren en onrendabel zullen zijn. Daarnaast leiden de lagere marktprijzen tot minder opbrengsten voor producenten die elektriciteit produceren met brandstoffen. De blijkt bijvoorbeeld uit de lagere beurskoersen van bedrijven als bijvoorbeeld RWE en EOn.

Het zal vast niet zover komen dat alle elektriciteitsprijzen naar nul gaan; anders valt er voor producenten niets te verdienen en zal er geen elektriciteit geproduceerd worden. In de tussentijd zal het één en ander aan de marktopzet aangepast worden. Er wordt gesproken over capaciteitsmarkten of het toestaan van extreem hogere prijzen zoals in Engeland, zodat een producent in een uur veel kan verdienen ter compensatie voor andere uren met lage prijzen of waarin de centrale stilstaat.

De toekomst zal het leren…
[1] Dit is niet helemaal conform de werkelijke werking van de APX, maar benaderd het genoeg om het idee helder te krijgen.


Ronald Huisman, Energy Global
September 2014