Nieuwsbrief mei 2020

Blijf op de hoogte van het laatste nieuws op de energiemarkt.

06 mei 2020

Groepsbiedingen voor congestiemanagement op regionale netten

In principe moeten netbeheerders er voor zorgen dat ze over voldoende transportcapaciteit beschikken om aan de vraag te voldoen. In de praktijk lukt dat vaak niet, al was het maar omdat bijvoorbeeld zonneparken veel sneller dan netverzwaringen uit de grond gestampt kunnen worden. In het uiterste geval kunnen netbeheerders verzoeken voor nieuwe aansluitingen en/of extra transportcapaciteit weigeren. Om dat zoveel mogelijk te voorkomen, is er een tussenoplossing mogelijk: congestiemanagement (congestie: ophoping of verstopping op een netwerk). Zo kan een netbeheerder redispatch toepassen om als het ware op een virtuele manier aan de transporttaak te voldoen: aan de overschot-kant van een knelpunt wordt dan productie afgekocht en dat niet geproduceerde volume wordt aan de andere kant van het knelpunt alsnog ingekocht. Dat werkt goed bij grote volumes en zware aansluitingen, maar transportproblemen doen zich in toenemende mate voor in regionale netten. Omdat de huidige regels daar minder goed werken, willen de gezamenlijke netbeheerders de ACM-codes aanpassen

Met het voorstel willen de netbeheerders onder andere groepsbiedingen mogelijk maken. Een bieding voor meer- of minderafname van een enkele kleine aansluiting zet voor congestiemanagement namelijk geen zoden aan de dijk. Maar als een Congestion Service Provider (CSP) flexibiliteit van 10 tot 100 kleine aansluitingen bundelt, dan wordt het een ander verhaal. Sterker nog, dan kunnen zelfs consumenten meedoen aan het beperken van transportproblemen. Met het voorstel willen de netbeheerders het daarom voor aangeslotenen mogelijk maken een CSP aan te wijzen, die namens hen biedingen regelt. De mogelijkheid van gebundelde aanbiedingen moet gaan gelden voor alle aansluitingen kleiner dan 1 MW.

 

Gastransporteurs willen 10% bijmengverplichting hernieuwbaar gas

Als schoonste fossiele brandstof speelt aardgas een belangrijke rol bij de overgang naar een duurzame energievoorziening. Die rol als transitiebrandbrandstof kan worden versterkt door koolstof (deels) uit het aardgas te verwijderen en op te slaan. Voor de langere termijn is echter meer nodig, zoals waterstof gemaakt met duurzame elektriciteit en biogas. De Nederlandse regering hecht veel belang aan die ‘decarbonisatie’, het liefst in Europees verband. Die visie wordt gedeeld door het consortium ‘Gas for Climate’, bestaande uit een tiental gastransportbedrijven (waaronder Gasunie) en twee internationale hernieuwbaar gas brancheorganisaties. Dit consortium heeft een verkenning uitgevoerd hoe gas op kostenefficiënte wijze kan worden verduurzaamd tussen 2020 en 2050. De belangrijkste aanbeveling uit de studie is om verplicht te stellen dat gas tegen 2030 voor minimaal 10% bestaat uit hernieuwbaar gas. Dat gas moet zonder veel belemmeringen in heel Europa verhandeld kunnen worden. Het consortium wil daartoe de wet- en regelgeving aangepast zien, iets dat goed mogelijk is met een Europese Green Deal.

 

Noordzee als dynamo voor NW-Europa

In het Nederlandse deel van de Noordzee moet in 2030 zo’n 11 GW aan windturbines staan. Om dat te halen, organiseert de regering op gezette tijden tenders voor blokken van 700 MW. De meest recente tenders leverden toezeggingen op voor parken die geen subsidie behoeven. Dat lijkt ook te lukken met de huidige tender voor het 700 MW blok Hollandse Kust (noord). Agentschap RVO meldt dat meerdere biedingen zijn ontvangen en verwacht binnen 13 weken de winnaar bekend te kunnen maken. Daarmee wordt weer een kleine stap gezet op weg naar wat mogelijk een super-dynamo voor Noordwest-Europa gaat worden.

Het consortium van TenneT, Gasunie, Haven van Rotterdam en het Deense Energinet verwacht namelijk dat de hele Noordzee tegen 2050 mogelijk maar liefst 180 GW aan windturbines kan herbergen. Al die windenergie kan niet volledig in de vorm van elektriciteit naar de eindverbruikers worden vervoerd. Daarom hebben ze onderzocht hoe wind op zee het beste geïntegreerd kan worden in het energiesysteem van de landen rond de Noordzee. Een belangrijke conclusie uit dat onderzoek is dat de productie van waterstof in combinatie met opslag in bijvoorbeeld zoutcavernes, essentieel is. Daarbij verwachten ze dat de totale capaciteit van de benodigde elektrolyse 80 tot 90 GW gaat bedragen. Zonder die ‘power to gas’ installaties, zullen windturbines regelmatig stilgezet moeten worden omdat er geen afzet- en/of transportmogelijkheden zijn voor de elektriciteit. Die elektrolyse moet dicht bij de kust plaatsvinden om congestie op de elektriciteitsnetten te voorkomen.

Op tal van plaatsen word gewerkt (aan plannen) om het concept van windenergie gekoppeld aan waterstofproductie en opslag in de praktijk te brengen. Een van die wegbereiders is het Duitse Energiepark Bad Lauchstädt. Daar moet nog dit jaar de productie van groene waterstof op industriële schaal (40MW) van start gaan, in combinatie met transport en opslag in een zoutcaverne. Het project is daarmee een voorbode van sectorkoppeling, althans, als de opzet slaagt.

 

Marktprijzen

Door de coronacrisis is de vraag naar olie sterk teruggelopen en dat heeft een behoorlijk groot effect op de prijzen. Een van die effecten is overigens dat verschillen in contractvormen, die voorheen nauwelijks een rol speelden, door de vraaguitval sterk aan het licht komen. Dat betreft vooral de wijze waarop een contract wordt afgehandeld als het aan het einde van de looptijd komt: via fysieke levering of als cash settlement. Zolang de vraag naar fysieke olie hoog was, was fysieke levering geen probleem en bleven prijsverschillen met cash settlement contracten beperkt. Nu is daar geen sprake meer van. Terwijl prijzen voor cash settlement contracten, zoals voor brent, weliswaar laag maar stabiel positief bleven, daalden prijzen voor  fysieke levering van het Amerikaanse WTI tot de dramatische MIN 37 USD/bbl. Langzaamaan wordt ook de productie enigszins teruggeschroefd en handelaren verwachten dat de vraag weer iets aan zal trekken door verspoeling van de coronamaatregelen. Eind april zat olie daardoor weer in de lift, met een stijging van brent (juli levering) vanuit het dieptepunt van een dikke 19 USD/bbl op 21 april naar bijna 23 USD/bbl eind april. WTI (juni levering) lag ruim 8 USD/bbl lager.

Ook op de kolenmarkt deed de verspoeling van maatregelen de prijzen eind april licht stijgen. Hoewel de markt ruim in het jasje zit en gasprijzen bijzonder laag zijn, daalde de prijs voor levering in 2021 slechts in geringe mate van  55,50 USD/ton begin april naar een kleine 53 USD/ton eind april. Het beeld bij leveringen op korte termijn was totaal anders. Zo ging levering in kwartaal 3 van een kleine 52 USD/ton begin april omlaag naar 43,50 USD/ton eind april.

De prijzen voor emissierechten stegen in de maand april aanzienlijk, van zo’n 17 EUR/ton aan het begin van de maand naar zo’n 20 EUR/ton aan het einde van de maand. Die stijging is mede te danken aan het feit dat ETS-deelnemers in april over voldoende rechten moeten beschikken om de uitstoot in het voorafgaande jaar af te dekken.

Het meest opvallende aan de elektriciteitsmarkt waren de zwaar negatieve prijzen op de dag vooruitmarkt, levering op 13 april. Naast vraaguitval door corona en veel hernieuwbare opwek met zon en wind, toonden de gebeurtenissen ook dat de markt slecht is voorbereid om bij overschotten de productie te verminderen en/of het verbruik te verhogen. Ook na sluiting van de beurs slaagden  marktpartijen er onvoldoende in om dit op te lossen, wat bleek uit TenneT’s onbalansprijzen ,die daalden tot MIN 150 EUR/MWh in de uren dat EPEX-spot bijna MIN 80 EUR/MWh opleverden. Op de termijnmarkt waren de prijzen redelijk stabiel met een lichte stijging tussen begin en einde van de maand.

Gasprijzen vertoonden in maart hetzelfde beeld als elektriciteit. Geringe stijging aan het begin van de maand, gevolgd door een geringe daling om de maand nagenoeg op hetzelfde niveau af te sluiten als aan het begin, namelijk zo’n 12 EUR/MWh. Die prijs is relatief hoog in vergelijking met levering op korte termijn, waar de prijzen rond 6 tot 7 EUR/MWh liggen.


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….