16 april 2024
Rusland legt LNG-productie deels stil, maar exporteert nog volop
Novatek, Rusland’s grootste producent van LNG, heeft naar verluidt het vloeibaar maken van aardgas door het Arctic LNG 2 project, stilgelegd. De commerciële productie zou in kwartaal 1 2024 starten, maar sancties en een tekort aan LNG-tankers die bestand zijn tegen Poolijs, gooien roet in het eten. Vanwege de sancties hebben Westerse participanten hun deelname in het project bevroren en Novatek heeft force majeure geclaimd richting afnemers. Vooral het tekort aan gespecialiseerde ‘ijsbreker LNG-carriers’ speelt het project parten. Novatek mikte op de bouw van 21 Arc7-ijsklasse carriers, schepen die in staat zijn door ijs van 2 meter dik te breken.
De bouw van tankers wordt echter belemmerd door de sancties, waardoor Novatek slechts over drie geschikte vaartuigen zou beschikken. Door deze tegenslagen lijkt ook Ruslands ambitie onhaalbaar om vanaf 2030 20% van de mondiale LNG-markt in handen te krijgen. Desondanks is Rusland met 32,6 miljoen metrische ton LNG per jaar, nog steeds nummer 4 in de rangorde van LNG-producenten.
Afgelopen maart lag de Russische LNG levering aan Europa 2% lager dan in februari. Echter, doordat er vooral via Zuidoost-Europa meer Russisch pijpleidinggas werd geleverd, steeg de totale Europese import van Russisch gas. Die import is nog steeds goed voor een marktaandeel van 10%, waar dat voorafgaand aan de inval in Oekraïne nog op 40% lag. Met een aandeel van 40% is België de grootste afnemer van Russisch LNG. Wel wordt verwacht dat de importen komende maanden zullen dalen omdat de opslagen nog goed gevuld zijn en prijzen dalende, waardoor bijvullen in de loop van de zomer waarschijnlijk goedkoper is dan in de komende maanden.
Nederlandse elektriciteitsverbruikers zijn relatief duur uit
Ten opzichte van de omringende landen België, Duitsland en Frankrijk, betalen grote industriële verbruikers in Nederland relatief veel voor elektriciteit. Dat blijkt uit een vergelijkend onderzoek dat de demissionaire regering naar de Tweede Kamer heeft gestuurd. De vergelijking tussen de landen is gemaakt voor zeer grote verbruikers. Daarbij is gekeken naar bedrijven die elektriciteit flexibel kunnen inzetten en naar echte basislast afnemers. Die laatste categorie kwam tot eind vorig jaar in Nederland in aanmerking voor de zogeheten volume correctie regeling (VCR) die tot 90% korting op de transportkosten kon opleveren. Door het wegvallen van die kortingsregeling zijn de transportkosten voor grote basislastafnemers in Nederland bijzonder fors gestegen, terwijl de buurlanden wel nog aanzienlijke kortingen bieden. Daarnaast compenseren de buurlanden grote elektriciteitsverbruikers voor het feit dat het gebruik van elektriciteit geen gratis CO2-emissierechten oplevert, terwijl elektriciteit door de kosten voor CO2-emissierechten wel relatief duur is. Nederland heeft die zogeheten IKC-ETS regeling echter in 2022 stop gezet en in 2023 formeel opgeheven.
In de begeleidende Kamerbrief meldt de minister dat voor grootverbruikers, de kosten voor elektriciteit in de buurlanden tussen 15 en 66% lager liggen dan in Nederland. Dat komt niet door de prijzen voor de commoditie elektriciteit, want die liggen dicht bij elkaar. Het zijn dus vooral de hoge netwerkkosten in Nederland en het ontbreken van subsidies, kortingen en fiscale voordelen. Dat is bijzonder nadelig voor de concurrentiepositie van de industrie en remt de gewenste elektrificatie. Ook de Nederlandse ambitie voor grootschalige productie van groene waterstof komt door de hoge elektriciteitskosten in gevaar.
De minister laat daarom onderzoek doen naar mogelijkheden om elektriciteitsnetten anders te bekostigen dan nu het geval is. Daarbij moet rekening worden gehouden met verdelingseffecten voor bedrijven en huishoudens, de impact op de ontwikkeling van het energiesysteem en van de economie op de lange termijn. Nog dit voorjaar wil de minister daar meer informatie over verstrekken.
Overzicht van kosten en kortingen voor elektriciteit intensieve grootindustrie;
Bron: E-Bridge; Electricity cost assessment for large industry in the Netherlands, Belgium, Germany and France
Passief balanceren risicovol
Dat de productie van elektriciteit wezenlijk anders plaatsvindt dan enkele jaren geleden is vooral zichtbaar op de zogenaamde onbalansmarkt. Op die markt zorgt TenneT er voor dat de uitwisseling van elektriciteit met de buurlanden binnen een nauwe bandbreedte blijft. Daartoe verkoopt TenneT overschotten aan de hoogste bieder en koopt tekorten in tegen de laagste vraagprijs. Die hoogste, respectievelijk laagste prijzen, worden vervolgens ook gehanteerd als prijzen om onbalans van balansverantwoordelijke partijen (BRP) te verrekenen. BRP’s kunnen die methodiek ook gebruiken om verschillen tussen nominatie en realisatie van hun klanten af te rekenen. Klanten kunnen dan bewust overschotten of tekorten creëren om te kunnen profiteren van hoge, dan wel lage onbalansprijzen. Maar, die werkwijze, passief meeregelen of passief balanceren genoemd, wordt door veranderingen in het productiepark risicovoller.
Voorheen waren het vooral kolen- en gascentrales die tegen relatief lage kosten zorgden voor de balanshandhaving. Echter, in toenemende mate worden deze centrales uit de markt geduwd door zon en wind, productiemethodes die minder goed geëigend zijn voor de balanshandhaving. De afgelopen maand waren extreme onbalansprijzen van pakweg min of plus 2000 EUR/MWh schering en inslag en regelmatig moest TenneT alle zeilen bijzetten om aan de balansverplichtingen te voldoen. Door passief meeregelen kunnen aangeslotenen die over de juiste contracten beschikken, profiteren van die extreme prijzen. Echter, er zit ook een grote adder onder het gras. Als tekorten plots omslaan in overschotten, bijvoorbeeld omdat zonneparken massaal de stekker er uit trekken als prijzen voor afnemen negatief zijn, dan kan een overschot binnen enkele minuten omslaan in een tekort. In zulke kwartieren moet TenneT zowel verkopen als inkopen.
TenneT hanteert voor die zogenaamde regeltoestand 2 kwartieren voor elke richting de bijpassende onbalansprijs. Dat kan betekenen dat meeregelaars in plaats van geld krijgen bij de afgenomen elektriciteit, juist fors moeten betalen, en omgekeerd. Zulke situaties treden de laatste tijd steeds vaker op. Aangeslotenen die beschikken over snel regelbaar vermogen, doen er dan ook goed aan om regelvermogen zoveel mogelijk rechtstreeks aan TenneT aan te bieden.
Marktprijzen
Na een vlakke start, stegen de olieprijzen in de tweede helft van maart gestaag. Brent ging van een niveau van 82 USD/bbl in de eerste helft van maart, richting 90 USD/bbl in de tweede helft. Relatief lage voorraden in de Verenigde Staten en oplopende spanningen in diverse regio’s, stuwen de prijzen. Begin april lag het prijsniveau van Brent rond 89 USD/bbl.
De API2 prijsindex die toonaangevend is voor NW-Europa, is deels gebaseerd op prijzen voor Amerikaanse kolen die vanuit Baltimore richting Europa worden geëxporteerd. De exportterminal voor die kolen bevindt zich, net als de rest van de haven, achter de ingestorte brug. De tragedie heeft daardoor ook gevolgen voor steenkoolprijzen in het Antwerpen, Rotterdam, Amsterdam gebied (ARA). Door onzekerheid over toeleveringen vanuit Baltimore stegen de prijzen tot rond 120 USD/ton. Echter, met de zomer in aantocht en dalende gasprijzen, daalden de kolenprijzen begin april weer enigszins tot rond 116 USD/ton.
In de tweede helft van maart steeg de prijs voor emissierechten significant. Uitstoters maken in maart massaal de balans op om voor het einde van de maand de verslagen te kunnen indienen. Daarna keert de rust terug. Als dan blijkt dat de vraag duidelijk lager ligt dan een jaar eerder, dan dalen de prijzen, zoals begin april liet zien. Vanaf de top van 65 EUR/ton eind maart, ging de prijs in enkele dagen tijd richting 57 EUR/ton.
Op de onbalansmarkt voor elektriciteit ging het in de maand maart regelmatig heftig aan toe met prijzen die regelmatig rond plus of min 2000 EUR/MWh lagen. Op de termijnmarkt daarentegen was het opmerkelijk rustig. De prijs voor levering basislast 2025 schommelde rond 75 EUR/MWh en leveringen in de komende maanden zijn pakweg 20 EUR/MWh goedkoper.
De prijzen voor aardgas worden sterk beïnvloed door het weer: veel wind, zon en vrij warm. En: voor de tijd van het jaar relatief lage vraag en opslagen die nog goed gevuld zijn. De prijzen zijn daardoor vrij stabiel met een licht dalende trend. Levering 2025 schommelt rond 30 EUR/MWh, terwijl prijzen voor leveringen in de komende maanden rond 26 EUR/MWh liggen.