08 januari 2019

Wordt 2019 het jaar van waterstof?

In discussies over de energietransitie en klimaatbeleid gaat het vaak over waterstof. Soms zo vaak dat gesproken wordt over een hype. De belangstelling voor waterstof ligt echter voor de hand. Deze brandstof kan namelijk zonder al te veel aanpassingen aan transportsystemen en verbrandings­apparatuur, geleidelijk aan de rol van aardgas overnemen. Door waterstof te koppelen aan koolstof, kan er zelfs methaan van worden gemaakt. Zodoende kan aardgas naadloos worden verduurzaamd. Ideaal, ware het niet dat de techniek om grootschalig waterstof te maken uit duurzame elektriciteit nog in de kinderschoenen staat en de kostprijs van duurzame waterstof vrij hoog is. Dat mede omdat veel energie verloren gaat bij de productie van waterstof.

In het ontwerp klimaatakkoord wordt grootschalige toepassing van waterstof in de gebouwde omgeving pas na 2030 voorzien.  Ook voor mobiliteit en CO2-reductie in de industrie wordt veel van waterstof verwacht, mits dat goedkoper wordt. Om dat mogelijk te maken, zal in de komende jaren worden ingezet op pilots en demo’s. Daarom trekt de overheid 30 tot 40 miljoen euro per jaar uit voor demo’s, komt er een programmatische aanpak  en mogelijk wordt waterstof zelfs opgenomen in de SDE++ subsidiemethodiek. Zo is het onder andere de bedoeling om 65% kostendaling voor elktrolysers mogelijk te maken. In 2019 wordt gestart met een ‘voorbereidend programma’ voor de uitrol van waterstof, met de vele lopende initiatieven en projecten als vertrekpunt, zoals bijvoorbeeld de Hydrohub die de provincie Groningen onlangs aankondigde.

Het Klimaatakkoord is niet de enige reden voor de toenemende aandacht voor waterstof. Nederland is namelijk niet het enige land dat zoekt naar een schone energievoorziening. Een consortium van (Duitse) bedrijven keek daarvoor tot voor kort naar de Sahara. Immers, de gedachte was dat een gebied van 300 bij 300 kilometer voldoende is om de hele wereld van zonnestroom te voorzien.

Inmiddels is de focus verlegd, deels naar het Midden-Oosten en vooral naar waterstof. In de Sahara kan voor 2 cent per kWh zonnestroom worden gemaakt, maar export van die stroom is verre van eenvoudig. Dat in tegenstelling tot waterstof of tot methaan omgebouwde waterstof. Verwacht kan worden dat in 2019 de belangstelling voor de mogelijkheden van waterstof uit de woestijn verder toe zal nemen.

Fracking is minder aantrekkelijk dan oliemaatschappijen voorspiegelen

De Verenigde Staten is dankzij fracking in korte tijd gepromoveerd tot supermacht op het gebied van olieproductie, met een output van maar liefst 11,5 miljoen vaten per dag. Een technische prestatie van formaat, maar de financiële resultaten vallen behoorlijk tegen. Investeerders in ‘shale oil’ hebben voornamelijk geld verloren. De index voor US olie en gasbedrijven is sinds 2008 43% gedaald terwijl de algemene index S&P 500 sinds 2008 meer dan verdubbeld is. De slechte resultaten van de olieproducenten worden onder andere veroorzaakt door gestegen kosten en een tekort aan geschikt personeel. Door dat laatste worden veel putten wel geboord, maar kunnen vervolgens vooralsnog niet in productie worden genomen. Volgens de Wall Street Journal (WSJ) is er echter meer aan de hand. Duizenden putten die in de afgelopen vijf jaar in bedrijf zijn genomen, blijken minder te produceren dan de oliebedrijven de beleggers hebben voorgespiegeld. Gemiddeld gaat het om zo’n 10% lagere productie, met uitschieters tot 50%.

De krant trekt die conclusie na het analyseren van informatie over 16.000 putten van de 29 grootste bedrijven in de vier meest aantrekkelijke olievelden.

De lagere dan voorgespiegelde productie leidt niet tot een lagere totale productie, maar dwingt de bedrijven wel om meer putten te slaan en hogere kosten te maken. Dat maakt het lastiger om winst te maken. Zo hebben deze bedrijven volgens de WSJ in de afgelopen tien jaar 112 miljard dollar meer uitgegeven dan met de verkoop van olie werd binnengehaald.

Vanwege Europese Netcodes krijgt ACM extra bevoegdheden

Toegang tot de transportnetten is de kurk waarop de vrije energiemarkt drijft. Bij aardgas moest tot 2006 over de transportvoorwaarden worden onderhandeld, wat niet bepaald eenvoudig was. Daarom werd de onderhandelbare toegang vervangen door gereguleerde toegang, wat voor elektriciteit al kort na liberalisering was ingevoerd. De kern van die regulering wordt gevormd door de zogenaamde ACM Codes. Dat zijn de spelregels voor de onderlinge verhoudingen tussen marktpartijen, producenten, afnemers en netbeheerders. ACM kan die spelregels zelf aanpassen, maar de meest aangewezen partij is Netbeheer Nederland. De gezamenlijke netbeheerders moeten daarvoor wel eerst de representatieve organisaties raadplegen. Vervolgens kan iedereen nog eens op een voorstel schieten als ACM dat ter consultatie publiceert. Eventueel kunnen belanghebbende partijen zelfs nog tegen besluiten in beroep gaan. Die zorgvuldige aanpak leidt in het algemeen tot besluiten van hoge kwaliteit, maar kost ook veel tijd. In de opbouwfase van de vrije markt was zorgvuldigheid belangrijker dan snelheid, maar door de komst van Europese Netcodes en Richtsnoeren, is de afgelopen jaren een en ander drastisch veranderd.

Het langdurige overleg tussen de sleutelorganisaties vindt nu namelijk al op Europees niveau plaats. Is een Europese Code of Richtsnoer eenmaal vastgesteld, dan rest op nationaal niveau slechts de implementatie in de ACM Codes, veelal zonder significante keuzemogelijkheden. In zulke gevallen vindt minister Wiebes de langdurige procedures voor het wijzigen van de ACM Codes ongeschikt. Daarom heeft hij een besluit genomen dat ACM meer mogelijkheden geeft om zelfstandig de Codes aan te passen.

Marktprijzen

Net als in november gleden de olieprijzen ook in december geleidelijk maar gestaag omlaag. De Opec-vergadering van 6 en 7 december bleek niet in staat om voldoende krachtige afspraken voor productiebeperking te maken om de dalende trend te keren. Dat mede omdat het kartel aan invloed heeft ingeboet door de sterke groei van de olieproductie in de Verenigde Staten. Hoewel die productie kampt met de nodige financiële tegenslagen, wordt toch verwacht dat de productie nog tot 2025 verder toe zal nemen. Dat maakt het voor de Opec lastig om dermate diep in de productie te snijden dat de prijs sterk stijgt, al wordt voor de korte termijn wel verwacht dat het huidige prijsniveau te laag is, waardoor een stijging meer voor de hand ligt dan een verdere daling. Begin december bedroeg de prijs voor brent ongeveer 62 USD/bbl en daalde gedurende december tot 55 USD/bbl begin januari. De prijzen voor WTI liggen 8 tot 9 USD/bbl lager dan de prijzen voor brent.

Afgelopen oktober bereikte de kolenprijs met 100 USD/ton het hoogste punt in vijf jaar tijd. Sinds 2016 zijn de kolenprijzen zowat verdubbeld, maar prijsdalingen zijn nu onvermijdelijk. De vraag in Europa daalt, mede als gevolg van bewust beleid om het gebruik van de vervuilende brandstof te ontmoedigen. In 2016 bedroeg die vraag 414 miljoen ton en het Internationale Energie Agentschap verwacht dat de vraag in 2019 uitkomt op 390 miljoen ton, dalend naar 375 miljoen ton in 2023. Ook in China daalt de vraag terwijl wereldwijd de productie daarentegen juist stijgt, vooral in India. Bloomberg Intelligence verwacht derhalve dat de Rotterdamse kolenprijs in 2019 met 10% zal dalen tot zo’n 76,50 USD/ton.  Zover is het voorlopig nog niet. De prijzen stegen in de eerste helft van december van pakweg 85 USD/ton naar 90 USD/ton om vervolgens hard te dalen. Levering 2020 daalde naar 82 USD/ton begin januari. Levering op korte termijn bleef rond de 85 EUSD/ton hangen.

Bij emissierechten steeg de prijs in de tweede week van december naar 25 EUR/ton en schommelde de rest van de maand daar net boven. Het systeem van verhandelbare emissierechten heeft daarmee weer tanden gekregen, maar onduidelijk blijft waar het evenwichtsniveau ligt.

Mede als gevolg van de stijging van de prijzen voor emissierechten stegen ook de prijzen voor elektriciteit in de tweede week van december. Rond de jaarwisseling sloeg dat abrupt om waarbij vooral de contracten voor levering in kwartaal 2 2019 sterk daalden.  Begin december kostte kwartaal 2 met ruim 63 EUR/MWh zo’n 5 EUR/MWh meer dan levering basislast 2019. Dat verschil nam in de tweede helft van december nog sterk toe, maar begin januari kwamen beide contracten toch uit rond dezelfde prijs: 55 EUR/MWh.

De prijzen voor aardgas volgden in december hetzelfde patroon als elektriciteit en emissierechten. Rond de jaarwisseling is de notering voor TTF jaar 2019 vervangen door de notering voor TTF jaar 2022. De prijzen voor die drie jaar vooruit levering liggen een kleine 2,5 EUR/MWh lager dan de prijs voor levering in 2020.


Bron: Ice-endex

 

 


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….

}