Begin april 2016 publiceerde TenneT haar “Market Review 2015” (zie TenneT Market Review 2015). TenneT concludeert dat de marktprijzen van elektriciteit in Nederland verder dalen: waar een MWh elektriciteit gemiddeld €51 kostte in 2013, kostte het €41 in 2014 en €40 in 2015. Een daling ten opzichte van 2013 die TenneT toerekent aan meer import uit Duitsland, nieuwe kolencentrales en meer elektriciteit uit wind en zon.

Zal deze daling voortzetten? Dat is wat mij betreft niet duidelijk. Laten we eens kijken naar de fundamenten die de elektriciteitsprijs bepalen. Elektriciteit is een conversieproduct dat we (nog) niet goed kunnen opslaan, maar wel kunnen transporteren: zet kolen of wind om in elektriciteit en breng het direct naar de plek waar het gevraagd wordt. De marktprijs van elektriciteit hangt dus af van de vraag naar elektriciteit, het aanbod van elektriciteit uit wind en zon, import/export, de kostprijs en capaciteit van regelbare productie uit gas, kolen en emissierechten.

Twee fundamenten wijzen op een verdere daling van de elektriciteitsprijs. Het aanbod van elektriciteit uit wind en zon zal alleen maar toenemen in de komende jaren en we weten dat de marktprijs van elektriciteit daalt als er meer elektriciteit uit wind en zon wordt opgewekt. Verder zien we dat de elektriciteitsprijs in Duitsland gemiddeld €10 euro lager was dan in Nederland in 2015, onder meer door het hoge aanbod uit wind en zon aldaar. Meer import zal daarom leiden tot een lagere marktprijs. Op basis van de groei van duurzame energie en import uit Duitsland verwachten we dus een verdere daling van de elektriciteitsprijs.

Daartegenover wijzen andere fundamenten juist in de richting van een hogere elektriciteitsprijs. Allereerst lijkt de vraag naar elektriciteit toe te nemen. TenneT toont dat de vraag naar elektriciteit daalde vanaf 2010 tot en met 2014 en weer groeide in 2015. Omdat de vraag naar elektriciteit afhangt van de economie, zal de verwachte groei van de Nederlandse economie leiden tot een toename van de vraag in 2016 met een hogere elektriciteitsprijs als gevolg. Een tweede reden voor een mogelijk hogere elektriciteitsprijs is het voornemen van de regering om (oudere) kolencentrales te sluiten. Dit betekent dat de capaciteit van regelbaar vermogen afneemt, wat leidt tot (tijdelijk) hogere prijzen. Als laatste lijkt het logisch dat de prijs van een emissierecht zal stijgen als de Europese economie herstelt. Een betere economie leidt tot meer uitstoot en dus hogere prijzen van emissierechten. Daarbij zullen politici het eerder aandurven om minder gratis emissierechten weg te geven bij een goede economie dan bij een slechte.

De prijzen van gas en kolen zijn de afgelopen jaren flink gedaald, maar die daling lijkt te zijn gestopt. De TTF gasprijs voor leveringsjaar 2017 daalde van €22 in juli 2015 naar €14 in december 2015 en vanaf dat moment schommelde de gasprijs rondom dat niveau. Dat gasprijzen verder dalen lijkt minder aannemelijk te zijn geworden.

Zal de elektriciteitsprijs verder dalen in 2016? Twee fundamenten wijzen op een verdere daling. Drie wijzen eerder op een stijging en de prijsdalingen op gas- en kolenmarkten lijken (voorlopig?) te zijn gestopt. Een duidelijk beeld is er niet en ik ben daarom van mening dat een verdere daling minder aannemelijk is dan het lijkt wanneer we alleen zouden kijken naar de prijsontwikkeling in recente jaren.

Het is een conclusie waar een inkoper of producent van elektriciteit maar weinig mee kan: de elektriciteitsprijs kan verder omlaag (duurzame energie, import), maar kan tegelijkertijd ook omhoog (economisch herstel en sluiting van centrales). Het toont aan hoe onzeker de elektriciteitsprijs momenteel is. Hoe ga je met die onzekerheid om? Proberen te wachten om het juiste inkoopmoment te vinden, lijkt me een gevaarlijke strategie. Immers, de onzekerheid vergroot de kans dat je juist te duur inkoopt als gevolg van een prijsstijging. Bij onzekerheid wil je juist spreiden: koop een contract op verschillende willekeurige momenten in of, beter nog, koop het in tegen een gemiddelde marktprijs. Het is wat minder spannend, maar een relaxte strategie in een onzekere tijd lijkt me toch aantrekkelijk.

Ik las onlangs een artikel uit september 2013 dat ik bewaard had. Het ging over de prijs van een vat ruwe olie dat op dat moment ongeveer $108 per barrel was. Het artikel besprak de verwachtingen van experts over wat de olieprijs in 2014 en 2015 zou zijn. Men verwachtte $94,73 per barrel voor Amerikaanse WTI ruwe olie voor 2014. Een logische verwachting voor Europese Brent olie zou dan $100,73 voor 2014, omdat volgens de experts Brent $6 duurder is dan WTI. Verder verwachtte men een prijs van $81,73 voor WTI olie in 2015 en voor Brent olie dus $87,73.

De motivatie voor de lagere prijzen voor 2015 was, onder meer, de toename in aanbod van schalie-olie in de V.S. De auteur van het artikel was nogal sceptisch over deze motivatie, omdat hij redeneerde dat de marginale kosten van schalie-olie steeds hoger worden. Hij schatte deze kosten op zo’n $104,50 per vat. De auteur concludeerde dat deze hogere kosten alleen kunnen leiden tot een hogere olieprijs voor 2015.

In februari 2016 kost WTI olie rond $34 en kost Brent olie $35 per vat. Twee dingen vallen op. De werkelijke prijs is véél lager dan wat in 2013 werd verwacht en het fundamentele verschil tussen Brent en WTI is veel minder dan $6.

Waarom waren die voorspellingen zo slecht? Naar mijn idee zijn die verwachtingen helemaal niet zo slecht. De verwachtingen waren op basis van de situatie in de oliemarkt in 2013 de beste inschatting die men kon maken. Immers, de verwachtingen kwamen van experts en die zijn beter dan ik in staat om de situatie in de markt goed in te schatten. Maar wat die voorspellingen niet noemden was de volatiliteit en dat er een gerede kans was dat die verwachting niet zouden uitkomen.

Een ander artikel uit 2013 toont dat de mate van beweeglijkheid van de olieprijs, de volatiliteit van de olieprijs, ongeveer 1,5% per dag was. Dit betekent dat olieprijzen met twee keer de volatiliteit , dus met zo’n 3% per dag ,kunnen stijgen of dalen met 95% betrouwbaarheid. Tussen juli 2013 en februari zit twee en een half jaar, ongeveer 650 handelsdagen. Als de volatiliteit 1,5% per dag was in 2013, dan was een normale mate van beweeglijkheid over 650 handelsdagen 38%. Dit betekent dat in 2013 de beweeglijkheid van de prijzen dusdanig was dat, met 95% betrouwbaarheid, olieprijzen tussen juli 2013 en februari 2016 met 76% konden stijgen of dalen. Als we uitgaan van een olieprijs van $108 in 2013, dan impliceert deze volatiliteit dat de olieprijs in februari 2016 met 95% betrouwbaarheid tussen minimaal $25 en $190 per vat zou liggen. Als ik naar dit interval kijk, dan is het dus helemaal niet uitzonderlijk dat de WTI olieprijs nu $34 per vat is. Deze prijs ligt gewoon in het betrouwbaarheidsinterval dat we in 2013 konden inschatten.

Dit brengt me bij het probleem van voorspellen. Als mens zijn we erg gevoelig voor opmerkingen van experts over wat zij denken dat de olieprijs zal doen. Maar wij kunnen niet goed omgaan met de onzekerheid van verwachtingen. Daniel Kahneman, winnaar van de Nobelprijs voor onderzoek naar hoe mensen beslissingen nemen onder onzekerheid, geeft hiervan een mooi voorbeeld in zijn recente boek . Hij stelt dat succes wordt verklaard door skills en geluk. Meteen daarna stelt hij dat groot succes wordt verklaard door een beetje meer skills en veel meer geluk. Google is onherroepelijk een geweldig succesvol bedrijf. Maar komt dit succes alleen door de skills van de oprichters? Ik denk dat er meer van dit soort mensen zijn, mensen met dezelfde skills als de mensen achter Google, maar die niet het geluk hadden op het juiste moment te beginnen. Naast skills verklaart geluk ook het succes van Google. Echter, wanneer we over Google praten, doen we altijd net alsof het alleen door de oprichters komt. Over geluk hebben we het niet. Schiphol staat vol met boeken van CEO’s die proberen uit te leggen waarom hun methode leidt tot succes. Het ligt altijd aan hun skills. Maar als ik hun skills zou hebben en zou toepassen, dan lijkt de kans me klein dat ik even succesvol zal zijn als zij. Ik moet voornamelijk heel veel geluk hebben.

Je kunt op dezelfde manier naar voorspellingen en verwachtingen kijken. Als we de verwachte prijs voor olie in 2015 zien als skills (de verwachtingen komen immers van experts), dan representeert volatiliteit, of het betrouwbaarheidsinterval, de factor geluk of pech. Een verwachting is dan alleen bruikbaar als de factor geluk of pech klein is. Dat is als het betrouwbaarheidsinterval klein is.

Als we dit brengen naar het inkopen van energie, dan ben ik van mening dat je alleen voorspellingen moet gebruiken als je weet hoe groot het betrouwbaarheidsinterval is. En deze wordt meestal niet genoemd bij de voorspelling. Een reden hiervoor is dat mensen het niet willen horen. Als ik gevraagd wordt naar mijn verwachte olieprijs en ik antwoord dat de huidige prijs met eens wel 70% kan stijgen of dalen, dan vindt men dit maar een waardeloze voorspelling. Maar het het is wel een antwoord op basis van wat een voorspelling is: een verwachting plus een betrouwbaarheidsinterval. Een inkoopstrategie baseren op basis van voorspellingen is in mijn optiek dus heel gevaarlijk: je denkt dat je stuurt op de mening van een expert of een model, maar je bent veel eerder overgeleverd aan de factor pech of geluk.

In komende blogs zal ik meer ingaan op inkoopstrategieën, het maken van voorspellingen, de invloed van fundamentele informatie op marktprijzen en dergelijke.

Warmteprojecten worden zoals zoveel (duurzame) energieprojecten gekenmerkt door hoge aanvangsinvesteringen, een hoge mate van onzekerheid en een laag verwacht rendement, waardoor men het ervaart als moeilijk te financieren projecten. Ik heb een onderzoek uitgevoerd om een beeld te kunnen schetsen van financieringsproblemen door bestaande warmteprojecten te analyseren en verschillende kapitaalaanbieders te interviewen.

Warmteprojecten doorlopen, zoals elk R&D project, verschillende fasen: ontwerp en constructie, start-up, operationeel en uitrol. De geanalyseerde warmteprojecten zijn allen in de ontwerp en constructie fase en sommige benaderen de start-up fase. Geen van de geanalyseerde warmteprojecten heeft het financiële plan afgestemd op de fasen waarin het project zich in de toekomst zal bevinden.

Verder zijn de warmteprojecten allemaal maatwerk projecten. Alle projecten zijn op een andere wijze gestructureerd en bij geen van de projecten is de kapitaalmarkt optimaal benut.

De geanalyseerde warmteprojecten lijken een laag verwacht rendement te hebben, maar dat komt omdat met verwacht rendement alleen het operationeel rendement wordt bedoeld. Alle projecten zien de waardecomponent van het verwacht rendement over het hoofd. Dit komt omdat geen van de projecten de mogelijke uitrol van het project (het profiteren van de opgedane ervaring en kennis door het project nogmaals elders uit te voeren, het verdienen aan het geven van advies e.d.) heeft opgenomen in het business-model. Dit bemoeilijkt het aantrekken van extern kapitaal omdat externe financiers geen goed inzicht verkrijgen in het werkelijk verwacht rendement op specifieke warmteprojecten.

De interviews met de aanbieders van kapitaal tonen aan dat er veel kapitaal beschikbaar is voor investeringen in duurzame energie en meer specifiek ook warmte. De aanbieders van kapitaal verschillen van elkaar in risicohouding. Private-equity bedrijven, bijvoorbeeld, zijn bereid veel risico te lopen omdat zij investeren in jonge, opstartende ondernemingen. Banken zijn minder bereid risico lopen en verstrekken pas een lening als er voldoende zekerheid is over de inkomsten van het project.

Geconcludeerd kan worden dat de kans van slagen op het aantrekken van extern kapitaal (en daarmee de structurele financiering van warmteprojecten te waarborgen) kan worden vergroot door het financieel plan af te stemmen op de risicovoorkeur van de investeerder. Maak daarin dus onderscheid tussen de verschillende fasen waarin een project zich kan bevinden.

De doelstelling van dit onderzoek was een beeld te schetsen van mogelijkheden ten aanzien van de structurele financiering van warmteprojecten. Dit beeld is dus als volgt:

  • De warmteprojecten worden steeds als afzonderlijke cases gestructureerd.
  • De projecten onderschatten het verwacht rendement dat kan worden behaald, omdat het verwacht rendement alleen berekend wordt over de verwachte periodieke inkomsten terwijl de waardecomponent over het hoofd wordt gezien.
  • De financiële haalbaarheid wordt bemoeilijkt door de onbekendheid met de kapitaalmarkt, waardoor gepoogd wordt kapitaal te verkrijgen bij de verkeerde aanbieder.
  • Het financiële plan van de projecten is niet afgestemd op de verschillende fasen die de projecten in de toekomst doorlopen.

 

Menigeen vraagt hoe lang de huidige lage olieprijs zal aanhouden. De tabel geeft een beeld van de prijsdaling. De tabel toont onder meer de prijs van het futures contract MAR2015 van waaruit een vat Brent ruwe olie geleverd wordt in de maand 2015. Op 15 augustus 2014 was de prijs van dit contract €104,82 per vat. Vijf maanden later, op 16 januari 2015, is dit contract minder dan de helft waard: €50,17.

 

Op 16 januari 2015 is het MAR2016 contract €60,28 waard. Dit is het contract van waaruit een vat Brent olie in maart 2016 geleverd wordt. De prijs van dit contract is €10 hoger dan de prijs van het maart 2015 contract. Als je olie a.s. maart geleverd wilt hebben, is de prijs 50,17 per vat en de prijs is 60,28 als je de olie een jaar later geleverd wilt hebben. Betekent dit prijsverschil nu dat oliehandelaren verwachten dat de olieprijs zal stijgen tussen maart 2015 en maart 2016?

Nee. Ondanks dat ze futures heten, kun je uit de prijzen van futures contracten geen verwachtingen over de olieprijs in de toekomst destilleren. Dit komt door het volgende. Als een oliehandelaar gevraagd wordt om nu een prijs af te geven waartegen hij ergens in de toekomst olie zal gaan leveren, dan denkt de handelaar aan het risico dat hij zal lopen. Als hij de olie niet op voorraad heeft, dan zal hij het ooit eens moeten inkopen en de kans bestaat dat hij dat moet doen tegen een hogere prijs dan de prijs die hij afgeeft. De meest veilige strategie is dat de handelaar direct de olie koopt op de spotmarkt en die vervolgens ergens opslaat tot het moment van leveren. Om deze risicoloze strategie uit te voeren, betaalt de handelaar dus de spotprijs, voorraadkosten en kosten om de aankoop te financieren. Omdat de handelaar in prijs concurreert met andere handelaren, zal de futures prijs in de markt dus ergens rondom het niveau liggen dat gelijk is aan de huidige spotprijs plus financieringskosten en opslagkosten. Naast deze factoren is er nog een factor die de prijs van een futures contract beïnvloedt: de convenience yield. Als de oliehandelaar de olie op voorraad heeft tot aan het leveringsmoment, kan hij eventueel tussendoor met die voorraad handelen. Hij zal dit bijvoorbeeld doen als er een scherpe korte-termijn vraagstijging is of een tijdelijk aanbodprobleem. Zulke fricties tussen vraag en aanbod maken het hebben van voorraad waardevol. De verwachte extra opbrengst die de oliehandelaar uit de op voorraad gehouden olie kan behalen is, wat we noemen, de convenience yield. En omdat – wederom – oliehandelaren concurreren op prijs, zijn ze bereid om hun futures prijs te verlagen met de convenience yield.

De futures prijs van olie (en elk ander goed dat is op te slaan) wordt dus bepaald door: de huidige spotprijs plus financierings– en opslagkosten minus de convenience yield. De futures prijs bestaat dus niet uit verwachtingen en futures prijzen kunnen dus niet gebruikt worden om er verwachtingen uit te destilleren.

Om meer gevoel te krijgen bij de componenten die prijzen van futures contracten bepalen, kijken we weer naar de tabel. Op 15 augustus 2014 was de prijs van het maart 2015 futures contract gelijk aan €104,82. De prijs van het futures contract van waaruit een jaar later, in maart 2016, wordt geleverd was op datzelfde moment gelijk aan €102,96: bijna 2 euro lager. Dit betekende toen niet dat men dacht dat de prijs van olie in maart 2016 2 euro lager zou zijn dan in maart 2015. Het maart 2016 contract was goedkoper, omdat handelaren voor dat contract olie een jaar langer op voorraad moeten houden dan voor het maart 2015 contract, waardoor ze meer aan die voorraad kunnen verdienen door ermee te handelen als er vraag- of aanbodfricties zijn. Er valt dus meer convenience yield te behalen vanuit de langere voorraadperiode, waardoor de futures prijs voor maart 2016 lager was dan voor maart 2015.

Het interessante is wat er op dit moment aan de hand is in de markt. Op 16 januari 2015 was de prijs van een maart 2016 contract hoger dan van een maart 2015 contract. Het tegenovergestelde van hoe de prijzen stonden op 15 augustus 2014. Het maart 2016 contract is bijna 10 euro duurder dan het maart 2015 contract. Dit komt niet door bijvoorbeeld verwachtingen dat de olieprijs binnenkort zal gaan stijgen. De hogere prijs voor maart 2016 wordt verklaard door het feit dat de convenience yield op dit moment waarschijnlijk nul is. Er is momenteel sprake van overproductie (OPEC heeft haar productie nog niet verlaagd) bij een zwakke vraag. Landen hebben hun strategische voorraden aangevuld. Indien er nu een vraag- of aanbodfrictie optreedt, dan zal dit niet snel leiden tot een enorme prijsstijging, omdat er volop aanbod is. Het hebben van olievoorraad zal op dit moment weinig extra rendement opbrengen. Als de convenience yield nul is, dan zal de futures prijs bestaan uit de spotprijs plus de componenten financierings- en opslagkosten. Als we dan ook nog meenemen dat de marktrente laag is (bijna nul zelfs) en dat daarmee financieringskosten laag zullen zijn, dan zal het verschil van 10 euro bijna volledig verklaard worden door voorraadkosten. Het kost nu dus blijkbaar 10 euro om een vat olie een jaar lang op voorraad te houden. Dit is bijna 16% van de maart 2016 futures prijs. Dit is erg hoog, lijkt me, maar wordt waarschijnlijk verklaard doordat allerlei olie-opslagen vol zitten en het dus duur is om nog plekken te vinden om olie in op te slaan. Anders gezegd, iemand kan “gratis” een 16% rendement halen door olie van maart 2015 tot en met maart 2016 op voorraad te houden.

Uit de prijzen van olie futures contracten kunnen geen verwachtingen over toekomstige olieprijzen afgeleid worden. Dat futures prijzen van olie voor leveringsmaanden ver in de toekomst momenteel lager zijn dan prijzen voor leveringsmaanden kortbij komt omdat voorraadkosten momenteel hoog zijn en er weinig rendement te behalen is indien er een vraag- of aanbodfrictie zal optreden.

 

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

 

Als we de vraag naar gas in een toekomstige periode inschatten, baseren we dat op twee parameters: de verwachte vraag naar gas in die periode en de mogelijke variatie in de vraag naar gas. De vraag naar gas van huishoudens met profiel G1A hangt af van de stooktemperatuur en de effectieve temperatuur (zoiets als een gevoelstemperatuur). De stooktemperatuur is een grenswaarde waaronder mensen gaan stoken; als de effectieve temperatuur lager is dan de stookwaarde zetten huishoudens hun verwarming aan. De hoeveelheid gas die ze vervolgens nodig hebben, hangt af van hoeveel de effectieve temperatuur lager is dan de stooktemperatuur.

Een voorbeeld. De stooktemperatuur is gemiddeld 12,5°C op een dag[1]. Als de effectieve temperatuur 15°C is, verwarmen huishoudens niet en is er dus weinig vraag naar gas. Als de effectieve temperatuur 5°C is gaan huishoudens verwarmen. De hoeveelheid gas die zij daarvoor nodig hebben is meer dan wanneer de effectieve temperatuur 10°C zou zijn. Om de vraag naar gas in te schatten hebben we dus inzicht nodig of er wel of niet gestookt gaat worden en wat de vraag naar gas is als er gestookt wordt.

De volgende tabel toont wat wij inschatten voor verschillende dagen in 2015.

tabel gas

 

Laten we eerst kijken naar de kolom voor 1 januari 2015. We verwachten voor die dag een gemiddelde effectieve dagtemperatuur van 0,88°C. De mate van variatie die we verwachten, in termen van een 95% betrouwbaarheidsinterval, is dat de gemiddelde effectieve dagtemperatuur zal liggen tussen -3,1°C en +4,9°C. Bij een stooktemperatuur van 12,5°C is de kans dus heel groot dat er die dag gestookt wordt. Wij schatten de kans op niet-stoken in op 0,00% voor die dag. De schattingen zijn nauwelijks anders voor 30 januari. Voor januari is het beeld dus dat er naar verwachting elke dag gestookt wordt. De mate van variatie in de vraag naar gas voor januari 2015 komt dus voornamelijk door de variatie in temperatuur.

Het beeld is anders voor de lentemaand april. Kijk nu naar de kolom in de tabel voor 30 april. Wij schatten de gemiddelde effectieve dagtemperatuur voor 30 april in op 9,99°C. Bij een stooktemperatuur van 12,5°C verwachten we dus dat huishoudens verwarmen. Maar als we kijken naar het 95% betrouwbaarheidsinterval dan zien we dat de werkelijke temperatuur maximaal 13,8°C kan zijn. En bij die temperatuur verwarmen huishoudens niet. We schatten in dat de kans op niet-stoken voor die dag 9,79% is. Dit betekent voor het inkopen van gas dat we naar verwachting inschatten dat mensen gaan stoken, maar dat er een bijna 10% kans is dat ze dat niet zullen doen.

Dit is het grote verschil tussen een flankmaand als april en een maand als januari. In januari weten we bijna zeker dat huishoudens gaan verwarmen en dus gas nodig hebben. De onzekerheid die we hebben is alleen afhankelijk van de schommelingen in temperatuur. In april weten we niet zeker of huishoudens gaan verwarmen. We hebben dan meer onzekerheid. Als huishoudens verwarmen, dan is de onzekerheid net als in januari afhankelijk van de variatie in temperatuur. Maar als huishoudens niet verwarmen, dan is er geen vraag naar gas. We hebben in april dus te maken met een soort alles of niets scenario.

Daarbij komt dat dit beeld niet constant is over de maand april. De parameters verschilden bijna niet tussen 1 januari en 30 januari. Er is echter een groot verschil tussen 1 april en 30 april. De kans op niet stoken op 1 april is 0,05% en diezelfde kans is 9,79% op 30 april

Dit alles maakt dat de vraag naar gas in april moeilijker is in te schatten dan bijvoorbeeld de vraag naar gas in januari. En dit geldt voor alle maanden waarin temperaturen veranderen: april, mei, oktober, en november.

Wat betekent dit voor het inkoopbeleid?
Iemand die gas inkoopt op basis van alleen verwachtingen (dit doen de meeste inkopers), moet zich realiseren dat de kwaliteit van de verwachting voor april een stuk slechter is dan voor januari. Anders gezegd, de onzekerheid van het verwacht gasvolume voor april is groter dan voor januari. Dit betekent weer dat men voor april op een andere manier zou moeten inkopen dan voor januari en voor energieleveranciers betekent dit tevens dat je voor levering in april een hogere opslag in de leveringsprijs zou willen hanteren ter compensatie voor het risico dat je teveel inkoopt.

Bij “een andere manier van inkopen” kun je bijvoorbeeld denken aan een andere hedge-ratio voor april dan voor januari. Je hanteert dan een andere strategie voor april dan voor januari. Wij baseren zo’n inkoopstrategie door de verwachte vraag naar gas en prijzen te simuleren voor allerlei leveringsperioden in de toekomst en die inkoopstrategie te kiezen die overeenkomt met de risicohouding van de onderneming. Die risicohouding wordt bepaald door hoe tolerant de onderneming is als het gaat om verliezen (value-at-risk), maar wordt ook bepaald door bijvoorbeeld groeiscenario’s, kredietlimieten, onderpanden en dergelijke. Wij voeren dergelijke simulatiestudies uit om die inkoopstrategie te bepalen die variatie in gasvolumes en gasprijzen aankan zonder dat de onderneming meer risico loopt dan het kan dragen.

[1] ’s Nachts in de winter ligt de stooktemperatuur weliswaar lager, maar gemiddeld is de stooktemperatuur redelijk constant gedurende het jaar.

 

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