05 oktober 2021

Ontwikkelaars Belgische gascentrales wagen een gokje
In België is veel gedoe over de vergunningverlening voor gascentrales. België wil over enkele jaren vijf tot zeven kernreactoren sluiten en heeft daarvoor vervangende gascentrales nodig. Dat leek gemakkelijk te kunnen want pakweg 8 projecten, goed voor ruim 6000 MW opwekcapaciteit, stonden in de startblokken. Maar elkaar tegenwerkende overheden gooiden roet in het eten bij de vergunningverlening en projecten die wel kans maken op een vergunning, lopen die mogelijk alsnog mis vanwege fel verzet van burgers. Ondertussen dendert de trein van de kernuitstap en de daar aan gekoppelde subsidieverlening voor nieuwe gascentrales, onverbiddelijk door. 

De Belgische federale regering gaat, met toestemming van de Europese Commissie, een capaciteitsmarkt opzetten, waarmee pakweg 250 miljoen euro per jaar aan subsidie gemoeid is. In dit mechanisme is er ook steun beschikbaar voor bestaande capaciteit, maar de aandacht is vooral gericht op de capaciteitsveiling voor nieuwbouw. Ontwikkelaars hadden tot en met 30 september de tijd om een subsidieaanvraag in te dienen.

Daarin kunnen ze aangeven hoeveel geld ze nodig denken te hebben om de centrale te bouwen waarbij alleen de laagste biedingen gehonoreerd zullen worden. Die steun kan volgens De Tijd oplopen tot honderden miljoenen euro’s. Daar staat wel tegenover dat bij het onverhoopt niet doorgaan van de bouw, een boete van 4 tot 5 miljoen euro verspeeld wordt. Die boetes lijken echter geen struikelblok te zijn om een gooi naar de overheidssteun te doen.


Tijdelijke stop op energiecontracten met een vaste prijs
De energieprijzen gaan door het dak en diverse grootverbruikers zoals kunstmestfabriek Yara en zinksmelter Budelco hebben al besloten vanwege de hoge prijzen delen van het productieproces stil te leggen. De jaarnota’s voor huishoudens kunnen door de prijsstijging honderden euro’s hoger uitvallen dan in voorgaande jaren. Voor leveranciers zijn het bijzonder spannende tijden en naar verwachting zullen niet alle leveranciers zonder kleerscheuren deze winter doorkomen. Weliswaar biedt de groothandelsmarkt diverse mogelijkheden om marktprijsrisico’s van toekomstige leveringen af te dekken, die dekking lukt nooit voor de volle 100%.

Standaard groothandelsproducten zijn namelijk nogal grof: basis- of pieklast en forse volumes van 5 MW voor elektriciteit en 30 MW voor gas. Slechts één zo’n jaarcontract is dus goed voor het jaarvolume van pakweg 15.000 huishoudens. Maar zelfs bij de grotere leveranciers komen de klanten niet met 15.000 tegelijk binnen en dus is er een mismatch. De leverancier moet dan kiezen tussen anticiperen op toekomstige groei of de aankoop van energie uitstellen tot voldoende klanten zijn geworven. Normaliter levert dat weinig problemen op, maar in een periode dat marktprijzen van dag tot dag met meerdere euro’s per MWh stijgen, liggen debacles op de loer. Daarbij gaat het dan nog alleen om de volumes op jaarbasis. Eindverbruikers nemen de energie echter niet af op een vlakke streep, maar wanneer ze het nodig hebben, bijvoorbeeld als het koud of donker is. Dus moet de vlakke groothandelslevering worden bijgeslepen: verkopen op dagen of uren met weinig verbruik, bijkopen voor momenten met een hoog verbruik. Ook daarvoor geldt dat de prijsrisico’s normaliter zijn te overzien, maar wat de financiële consequenties van deze gebruikelijke strategie zijn als de komende winter erg koud of juist vrij warm uitvalt, zijn niet te overzien.

Vanwege deze extreme marktomstandigheden woeden in heel Noordwest Europa discussies over prijzen en leveringszekerheid. Vooralsnog gaat die in Nederland vooral over de prangende vraag waarom Nederland geen strategische gasreserves heeft in de vorm van opslag of lange termijn inkoopcontracten, maar er is ook aandacht voor de rol van gascontracten en noodleveranciers. In het Verenigd Koninkrijk en Duitsland gaat veel aandacht uit naar de consequenties van leveranciers die in de financiële problemen komen.

De levering moet dan door andere leveranciers worden overgenomen die op hun beurt ook failliet zullen gaan als ze de hoge marktprijzen niet kunnen doorberekenen aan de overgenomen klanten. Om de risico’s te beperken zijn in België diverse leveranciers al gestopt met het aannemen van nieuwe klanten of bieden ze alleen nog maar contracten aan met variabele prijzen.

Van Oord anticipeert op steeds grotere offshore windturbines
Windturbines op zee worden in razend tempo groter. Ging het in 2002 om windmolens van 2 MW, tegenwoordig worden turbines van 14 MW geïnstalleerd met rotorbladen van ruim honderd meter. Het vervoer en installatie van offshore turbines vraagt om grotere schepen.

Om op die vraag in te spelen, heeft het internationale waterbouwbedrijf Van Oord alvast een ‘jack-up schip’ besteld om windturbines van 20 MW te kunnen transporteren en installeren. Zo’n schip kan op de plek van bestemming poten laten zakken zodat een stabiel werkplatform ontstaat met daarop een kraan die hoog genoeg reikt om met de 130 meter lange wieken te kunnen manoeuvreren. Van bodem tot top evenaart zo’n schip de hoogte van de Eifeltoren. Het schip moet in 2024 in de vaart worden genomen. Om de CO2 voetafdruk te verlagen, kan het schip op methanol varen.

Marktprijzen
China heeft op dit moment een ernstig tekort heeft aan alle vormen van energie. Elektriciteit is op rantsoen en de regering heeft de energiebedrijven opgedragen kosten nog moeite te sparen om aan voldoende gas, kolen en olie te komen. In Europa is het vooral gas voor aanstaande winter waar het mogelijk aan kan ontbreken en de Chinese opdracht kosten nog moeite te sparen, verkleint de kans dat Europa extra LNG kan aantrekken om de dreigende tekorten op te vangen. Weliswaar heeft Noorwegen aangegeven bereid te zijn deze winter 2 miljard m3 extra te leveren, maar dat aanbod weegt niet eens op tegen de ruim 4 miljard m3 waarmee Nederland de komende winter de gasproductie in Groningen terugschroeft. Daarbij de situatie op de energiemarkten is momenteel uiterst volatiel. Informatie over marktprijzen loopt uiteraard altijd achter op actuele gebeurtenissen, maar onder de huidige omstandigheden is de kans bijzonder groot dat informatie al is achterhaald voordat het gepubliceerd wordt.

In september stegen de olieprijzen gestaag. De opwaartse prijsdruk wordt vooral veroorzaakt door het vermoeden dat de vraag hoger is dan de productie met vooral China als grote aanjager. Eind september bleek echter dat de voorraden in de VS hoger zijn dan waar analisten vanuit gingen, waardoor de prijzen stabiliseerden. Begin september lag de prijs voor brent rond 72 USD/bbl, terwijl begin oktober de prijs een kleine 78 USD/bbl bedroeg.

Door de extreem hoge prijzen voor aardgas stappen elektriciteitsproducenten waar mogelijk over op steenkool en dat in concurrentie met China. Die toenemende vraag heeft behoorlijke prijsimplicaties. Die prijs steeg voor levering cal ‘22 van dik 116 USD/ton begin september naar zo’n 150 USD/ton begin oktober. Dat is nog relatief goedkoop ten opzichte van levering op korte termijn waarbij levering in oktober ‘21 maar liefst 218 USD/ton opbrengt en december ’21 203 USD/ton noteert.

De hoge inzet van kolen betekent dat elektriciteitsproducenten veel CO2 rechten nodig hebben. Met een terugval in prijs halverwege september, bewegen de prijzen voor emissierechten echter overwegend opwaarts, tot zelfs kortstondig boven 64 EUR/ton.  Begin september lag de prijs op bijna 61 EUR/ton, eind september rond de 63 EUR/ton.

Het prijspatroon voor elektriciteit had in september veel overeenkomsten met het verloop van kolenprijzen. Gestaag liepen de prijzen voor levering basislast 2022 op van zo’n 87 EUR/MWh begin september naar 120 EUR/MWh begin oktober. Leveringen in de komende maanden zijn pakweg 45 EUR/MWh duurder dan de Cal 2022. Daarmee is dus ook het prijsverschil tussen kort en lang in de loop van september flink opgelopen, want begin september lag dat verschil nog rond de 25 EUR/MWh.

De gasprijzen stijgen de laatste dagen met duizelingwekkende snelheid. Op 1 oktober, de startdatum van gasjaar 21/22, tikte de TTF prijs voor november 2021 zelfs even 100 EUR/MWh aan, terwijl de komende wintermaanden voor ruim 97 EUR/MWh werden verhandeld. (Overigens is 1 oktober ook de startdatum van Trading Hub Europe, een marktplaats die heel Duitsland omvat en zodoende een serieuze concurrent voor TTF vormt).


Bron: Ice-Endex


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….