12 oktober 2020

Evolutie in marktkoppeling: buy high, sell low

Begin november worden de regels voor de koppeling van de Europese elektriciteitsmarkten aangepast. Dat heeft de uitvoeringsorganisatie Joint Allocation Office (JAO) bekend gemaakt. De wijziging lijkt onbeduidend, maar kan behoorlijke gevolgen hebben voor de internationale handel in elektriciteit. JAO breekt namelijk met de regel dat elektriciteit moet stromen van gebieden met een lage prijs naar gebieden met een hoge prijs (flow based allocatie). Het Europese elektriciteitsnet is een gecompliceerd stelsel waarbij acties op het ene grenspunt, grote gevolgen kunnen hebben op een heel ander grenspunt. Om meer handelsactiviteit te creëren schrapt JAO het intuïtieve deel van de flow based allocatie van cross border transportcapaciteit en maakt het mogelijk om elektriciteit van een dure markt naar een goedkope markt te vervoeren.

Internationale handel in elektriciteit draagt bij aan leveringszekerheid en prijsstabiliteit. Mede door de sterke groei van weersafhankelijke elektriciteitsproductie neemt het maatschappelijke belang van die handel alleen maar toe. De mechanismes die deze cross border handel mogelijk maken worden daarom regelmatig tegen het licht gehouden en van tijd tot tijd aangepast. Meestal zijn dat logische stappen in een proces van schaalvergroting en automatisering. Bijvoorbeeld van expliciete toewijzing van cross border capaciteit naar impliciete toewijzing of van marktkoppeling op niveau van de Benelux naar marktkoppeling op niveau van de EU. Ook de wijziging die we nu zien, van statische toewijzing van transportcapaciteit naar flow based toewijzing valt hieronder.

Deze veranderingen zorgden er steevast voor dat elektriciteit vooral stroomde van gebieden met een lage prijs naar gebieden met een hoge prijs. Die systematiek van intuïtieve flow based marktkoppeling levert echter niet noodzakelijkerwijs de hoogste welvaartwinst op voor heel Europa. Zo blijkt bijvoorbeeld uit analyse met de JAO utility tool dat als Nederland op 22 februari 2020 300 MW extra uit Duitsland had geïmporteerd, Duitsland dan 4000 MW minder aan Oostenrijk had kunnen leveren. Ondanks dat de Duitse prijzen op die dag beduidend lager waren dan de Nederlandse, bleef de importcapaciteit Meede-Dielen daardoor grotendeels onbenut. Gevoelsmatig klopt dat niet en dat gevoel kan het na 3 november aanstaande nog zwaarder te verduren krijgen. Bijvoorbeeld als dure Nederlandse stroom naar goedkoop Duitsland wordt getransporteerd, omdat dan aan de andere kant van Duitsland een veelvoud van het verlies op de Nederlands-Duitse grens terugverdiend kan worden.

Waterstof laat zich niet uit het veld slaan

Eind november opent de regering het loket voor de vernieuwde SDE subsidieregeling, maar voor waterstof ziet die er minder aantrekkelijk uit dan eerder aangekondigd. Uit de definitieve SDE++ regeling blijkt dat in plaats van de beoogde te subsidiëren 2000 vollasturen per jaar, pas in 2023 subsidie beschikbaar komt en slechts voor 1490 vollasturen. Daar staat tegenover dat in 2026 ruimte ontstaat voor een inhaalslag, maar bij kapitaalintensieve projecten als elektrolyse is dat een schrale troost.

De regering laat zich door de tegenvaller niet uit het veld slaan. Dat blijkt uit een Kamerbrief met bijbehorende rapporten die het ministerie van Economische Zaken en Klimaat heeft gepubliceerd. Weliswaar wordt voor kunstmestproductie en voor het kraken van zware olie in Nederland jaarlijks 180 PJ waterstof geproduceerd en verbruikt, die toepassingen gelden als grondstofgebruik. In de toekomst komt daar ook gebruik als energiedrager bij en dus moet waterstof een plek krijgen op de energiebalans en in de energiestatistieken. In opdracht van de regering hebben CBS en TNO daar al vast naar gekeken. De binnen- en kustvaart zijn voor de hand liggende gebruikers van waterstof als energiedrager. Daarvoor moet wel nog het nodige gebeuren, zoals het aanleggen van bunkerinfrastructuur en het aanschaffen van brandstofcellen. In het kader van de uitwerking van een Green Deal met scheepsvaart en havens, wil de regering daar ruim aandacht aan gaan schenken. Tenslotte ziet de regering ruimte voor een waterstofbeurs, overeenkomstig de gas- en elektriciteitsbeurzen. Zo’n beursinitiatief sluit volgens de regering goed aan bij de Nederlandse ambitie om een waterstofhub van Europees formaat te worden.

Handzaam overzicht van Nederlandse energiemarkt en - beleid

Het Internationaal Energie Agentschap (IEA) heeft een rapport gepubliceerd met aanbevelingen voor het Nederlandse energiebeleid. In het kort komen die aanbevelingen er op neer dat Nederland  alle technologieën en energiebronnen nodig heeft om de energietransitie vorm te geven en de doelen uit het Klimaatakkoord te halen. Dit geldt dus ook voor biomassa, CCS (Carbon Capture and Storage) en nucleair. De komende jaren blijft daarnaast gas belangrijk in de Nederlandse energiemix. Gas dat in toenemende mate uit het buitenland zal komen. Nederland doet er daarom, volgens het IEA, goed aan om de zekerheid van de gasvoorziening te bewaken. Om tot de op zichzelf weinig verrassende aanbevelingen te komen, heeft IEA de Nederlandse energiemarkt en het energiebeleid grondig bestudeerd en uitgebreid beschreven. Het (Engelstalige) rapport geeft daardoor een handig overzicht van de markt en belangrijke regelgeving.

Marktprijzen

In de afgelopen maand stonden olieprijzen onder druk door de zwakke vraag. Vooral aan het begin van september daalden de prijzen, voor Brent van pakweg 46 USD/bbl naar ruim 40 USD/bbl, maar in de tweede helft van de maand trad enig herstel op. September werd afgesloten op ruim 42 USD/bbl. Het Amerikaanse WTI volgde Brent op de voet, maar op een niveau van pakweg 2 USD/bbl lager.

In Nederland is minister Wiebes bereid om de beurs te trekken om nog voor het einde van het jaar een moderne kolencentrale te sluiten (maximaal 328.000 euro/MW). In de rest van de wereld lijkt het omgekeerde te gebeuren: een aantrekkende vraag naar steenkolen. De prijzen liepen gedurende de maand september daardoor redelijk op. Net als olie daalde de prijs aan het begin van de maand, levering in 2021 bijvoorbeeld daalde van zo’n 58 USD/ton tot beneden 56 USD/ton, maar daarna trad een omslag op waardoor levering 2021 de maand afsloot boven 60 USD/ton. Levering in kwartaal 1 is pakweg 2 USD/ton goedkoper dan levering 2021.

Op de emissierechtenmarkt speelde van alles en nog wat. Aanscherping van EU-klimaatbeleid, beperkingen Franse kerncentrales en uiteraard corona deden een duit in het zakje. Dat alles met zwaar schommelende prijzen als gevolg. Halverwege de maand werd de grens van 30 EUR/ton weer doorbroken, maar dat was van korte duur. De maand werd afgesloten rond 27 EUR/ton.

Elektriciteitsprijzen volgden in grote lijnen de prijsontwikkeling van emissierechten: halverwege de maand een kortstondige piekje. Levering basislast 2021 begon de maand rond 42 EUR/MWh en eindigde de maand iets goedkoper op een dikke 41 EUR/MWh. De spotmarkt was beduidend bewegelijker met een ferme piek op 14 september. Weinig productie met wind en zon en vroeg invallende duisternis zorgden voor een scheve verhouding in vraag en aanbod, vooral tussen 19h00 en 20h00,met forse prijzen tot gevolg, vooral op de intradaymarkt: tot ruim boven 1100 EUR/MWh.

De gasprijzen kwamen in september nauwelijks van hun plaats. Dat gold vooral voor levering op de middellange termijn, met levering 2021 schommelend tussen 13 en 14 EUR/MWh. Levering op korte termijn werd wel wat duurder, maand vooruit bijvoorbeeld van pakweg 11 EUR/MWh naar ruim 12 EUR/MWh.

Bron: Ice-Endex


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….