06 juli 2021

Brexit means Brexit, maar …..

Bij de eenwording van de Europese energiemarkt speelt transparantie een belangrijke rol. Marktpartijen en beheerders van transmissienetten zijn daarom verplicht verstoringen te melden en iedereen op de hoogte te houden van relevante gebeurtenissen. Daartoe hebben de samenwerkingsverbanden van de Europese TSO’s (Transmission System Operator) transparantieplatforms opgezet voor elektriciteit en gas (ENTSO-E en ENTSO-G). Naast de EU lidstaten doen daar ook nauw met de EU verbonden landen aan mee. Tot voor kort gold dat ook voor het Verenigd Koninkrijk (VK), maar in het Brexit handel en samenwerkingsverdrag ontbreekt de verplichting voor Groot Brittannië om openheid te geven over de stand van zaken in de energiemarkten. ENTSOE kondigde daarom aan dat transparantiedata van Groot Brittannië niet langer gepubliceerd wordt en verwijst belangstellenden naar de website van Elexon. 

Anderzijds is het VK de afgelopen maand energetisch gezien juist steviger verbonden geraakt aan de Europese Economische Ruimte. Afgelopen weken leverde de 720 kilometer lange 1400 MW elektriciteitsverbinding North Sea Link tussen Noorwegen en Schotland namelijk de eerst Noorse waterkracht aan het Britse elektriciteitsnet. Later dit jaar volgt de commerciële ingebruikname die mogelijk in zo’n 4% van de totale Britse stroombehoefte zal voorzien.

De nieuwe verbinding wordt in het VK met veel enthousiasme onthaald, want door een storing in de kabel tussen Nederland en Engeland was er de afgelopen winter nauwelijks reservecapaciteit beschikbaar en de prijzen hoog. Die storing is inmiddels verholpen, maar Brexit veroorzaakt wel een suboptimale inzet, waarbij handelaren transportcapaciteit in de verkeerde richting boeken. Dat probleem van onderbenutting of zelfs verkeerde benutting van de transportcapaciteit, kan alleen worden verholpen door een nieuw handelsverdrag met deelname aan de interne markt, wat er vooralsnog niet inzit.

Gaan de Belgische kerncentrales nu echt dicht?

De politieke discussie over Belgische kernuitstap loopt al ruim 20 jaar en is nog steeds niet ten einde. Zonder kerncentrales komt de leveringszekerheid in gevaar en dus is vervangende productiecapaciteit nodig. Daarvoor tuigt België een capaciteitsmarkt op maar, net als in Nederland, kan de stikstofcrisis roet in het eten gooien. Bovendien moeten de gascentrales bekostigd worden en gaan ze de CO2-uitstoot van België verhogen. De politiek hield de deur daarom nog op een kier, maar hanteerde daarbij wel zodanige tijdschema’s en voorwaarden, dat Electrabel als uitbater van de kerncentrales zelf de knoop lijkt door te hakken. Electrabel, dochter van het Franse Engie, kondigde namelijk aan dat de relatief jonge centrales Doel 4 en Tihange 3 definitief dicht gaan. Eerder dit jaar boekte Engie al een waardevermindering voor deze centrales in van 1,9 miljard euro, zijnde de winst die naar verwachting in de komende 20 jaar gerealiseerd had kunnen worden. Die afboeking, in combinatie met een dividenduitkering van een kleine 700 miljoen euro door de Belgische dochter aan de Franse moeder, draagt bij aan onrust rondom het kernuitstap dossier. Immers, de kosten van de ontmanteling worden geschat op 18 miljard euro.

Dat geld is in principe opzij gezet in het fonds Synatom, maar bevindt zich in werkelijkheid grotendeels bij Electrabel. Om te voorkomen dat de Belgische belastingbetalers voor de kosten opdraaien, is het dus essentieel dat Electrabel financieel gezond blijft.

Daarbij komt nog dat Engie heeft aangekondigd de techniekendivisie af te stoten, in België goed voor 2 miljard euro omzet. Hoewel de directie betoogt dat Electrabel desondanks financieel stevig blijf, ligt de afsplitsing gevoelig. Met andere woorden, over de kernuitstap is voorlopig het laatste woord nog niet gezegd.

Heeft offshore hydrogen de toekomst?

Nu de demissionaire regering het principebesluit heeft genomen om op termijn een waterstoftransmissienet aan te leggen, ligt de weg voor waterstof wijd open. Wel blijft de vraag relevant waar die waterstof vandaan moet komen. Daarbij is het van belang dat de regering in de Kamerbrief consequent melding maakt van CO2-vrije waterstof. Dat kan namelijk groene waterstof zijn, gemaakt met duurzaam opgewekte elektriciteit, en blauwe waterstof, gemaakt uit aardgas waarbij de vrijgekomen CO2 wordt afgevangen en opgeslagen. Die blauwe waterstof kan relatief snel op grote schaal worden uitgerold en daarmee de weg voorbereiden voor een toekomst met groene waterstof. Immers, voordat groene waterstof grootschalig kan worden toegepast, moet eerst de productie van hernieuwbare elektriciteit fors worden opgevoerd. Offshore windenergie zal daar een hele grote rol in gaan spelen, meldt adviesbureau Roland Berger. Het bureau wijst er in een nieuwe studie bovendien op dat wereldwijde concurrentie in opkomst is. Europa moet alle zeilen bijzetten om met innovatie en kostenreductie marktleider te blijven. Kansen daarvoor liggen onder andere bij het ontwikkelen van waterstofproductie op zee.

Bij die productie kunnen bestaande olie- en gasplatforms worden ingeschakeld en het transport naar land kan mogelijk via bestaande gasleidingen, waarmee miljarden euro’s voor offshore elektriciteitskabels kunnen worden uitgespaard. Zonder zulke innovaties verwacht Roland Berger dat Noordwest-Europa de concurrentieslag zal verliezen, omdat waterstof uit bijvoorbeeld het Midden-Oosten dan, inclusief transport, goedkoper uitvalt.

Marktprijzen

Het maandelijkse overleg van de Opec+ verliep op 1 juli moeizaam en het nemen van besluiten werd, zonder resultaat, naar vrijdag 2 juli doorgeschoven.  Met de hoogste olieprijs sinds jaren, verkeert de Opec in dubio of de quota tussen augustus en december met 2 miljoen barrels per dag opgerekt moeten worden of niet.  Naar verluid liggen de Verenigde Arabische Emiraten dwars. Onduidelijk is nog of de impasse doorbroken kan worden. Handhaven van de beperkingen kan de olieprijzen verder opdrijven, maar kan ook het betekenen dat kartelleden weer hun eigen keuzes gaan maken. Van een prijsniveau eind mei rond 69 USD/bbl, steeg brent in juni gestaag tot 75 USD/bbl. Ook nam het prijsverschil met het Amerikaanse WTI af. De WTI was begin juni pakweg 3,50 USD/bbl goedkoper dan brent, maar eind van de maand was er van die ‘korting’ nog slechts 1,50 USD/bbl over.

Net als in mei zaten de kolenprijzen voor de kortere termijnleveringen behoorlijk in de lift. Dat mede vanwege de hoge vraag in Azië en productieproblemen in exporterende landen. De maand en kwartaal vooruit contracten voor Rotterdam stegen zelfs van ruim 90 USD/ton begin juni naar zo’n 120 USD/ton begin juli. Ook de jaar vooruit leveringen werden aanmerkelijk duurder, maar met een stijging van zo’n 80 USD/ton begin juni naar 88 USD/ton begin juli, was die stijging relatief bescheiden.

De emissieprijzen vertoonden sterke schommelden in de eerste helft van juni en vonden in de tweede helft van de maand de richting omhoog. Na het uittesten van het prijsniveau van 50 EUR/ton, zijn de prijzen nu op weg naar de volgende psychologische grens: 60 EUR/ton.

Met prijsstijgingen voor kolen, gas en emissierechten, ligt het voor de hand dat ook de elektriciteitsprijzen in juni behoorlijk stegen. En net als bij kolen en gas, waren het vooral de leveringen in de komende maand/kwartaal die fors duurder werden. Komend van prijzen rond 70 EUR/MWh begin juni, stegen de prijzen voor basislast leveringen eind juni tot 85 EUR/MWh (maand vooruit) en 90 EUR/MWh (kwartaal vooruit). Jaar vooruit kwam van een kleine 62 EUR/MWh en steeg naar een dikke 71 EUR/MWh.

Het patroon van de gasprijzen in de maand mei komt goed overeen met dat van kolen en elektriciteit. Daarbij zijn leveringen in de komende maanden fors duurder geworden. Met begin juni prijzen rond 26 EUR/MWh, stegen de prijzen tot ‘ongekende’ hoogte van pakweg 35 EUR/MWh.

Bij die prijzen zal het niet verbazen dat het vullen van de gasopslagen ook ongekend traag gaat.

Bron: Ice-Endex


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….