06 december 2024
Congestie pakt duur uit in het Verenigd Koninkrijk
Nederland dreigt verlamd te raken door tekort aan capaciteit op de elektriciteitsnetten. Wat tot voor enkele jaren terug vooral in de landelijke gebieden uitbreiding van bedrijven belemmerde, raakt inmiddels ook de woningbouw. Zelfs voorheen bijzonder robuuste delen van het transportnet, zoals in de haven van Rotterdam, gaan inmiddels op slot. Dat is echter geen uniek Nederlands fenomeen. In Duitsland staan de grote windparken in het noorden van het land en bevinden de grote verbruikers zich in het zuiden, maar het interne net kan die transporten niet aan. In 2023 kostte dat de netbeheerders, waaronder TenneT Duitsland, maar liefst 3,3 miljard euro aan vergoedingen om 10 TWh windenergie NIET op te wekken.
Inmiddels worstelt ook het Verenigd Koninkrijk met een overaanbod van windenergie opgewekt op grote afstand van de verbruikers.
In 2024 waren de omstandigheden goed voor een zeer hoge productie met (nieuwe) windparken aan de noordzijde van de Britse eilanden, maar grote verbruikers bevinden zich vooral aan de zuidzijde. In de toekomst moet een kabel vanuit Schotland naar het zuiden de windenergie transporteren, maar zover is het nog lang niet. Als gevolg daarvan moet er worden betaald om de turbines stil te zetten, omdat de elektriciteit niet-transporteerbaar is. Die rekening loopt dit jaar op tot ruim 1 miljard Britse pond. Dat is niet alleen heel erg veel geld, maar brengt ook de de-carbonisatie van de Britse economie in gevaar.
Grid boosters om congestie te beperken
Om congestie op de Duitse hoogspanningsnetten enigszins te beperken, grijpen de TSO’s steeds vaker naar grote batterijen. TSO TransnetBW heeft al een 250 MW project lopen en TenneT TSO GmbH een 2 maal 100 MW project. Inmiddels sluit ook netbeheerder Amprion zich daar bij aan, met een 250 MW project. Daartoe heeft Amprion onlangs een tenderproces opgestart. In afwijking tot de eerste twee projecten is Amprion op zoek naar de dienst ‘opslag’ en wil dus niet zelf het eigendom en beheer van de batterijen op zich nemen. Batterijen in meervoud, want het project is opgedeeld in vijf kavels van 50 MW per stuk.
Amprion probeert met deze werkwijze de kosten van de grid booster beperkt te houden, want de batterij-exploitanten kunnen de installatie gebruiken voor commerciële inzet in zoverre Amprion de opslagdienst niet nodig heeft. Dat maakt het project ook voor Nederland interessant, want die werkwijze sluit aan bij de zienswijze van de Nederlandse toezichthouder ACM.
TenneT maakt passief meeregelen lastiger
Als de zon schijnt is de korte termijnprijs voor elektriciteit laag en in toenemende mate zelfs negatief. Waar er in de jaren vóór 2023 hooguit 100 uren met negatieve day ahead prijzen optraden, steeg dat aantal in 2023 naar 315. En dit jaar stond de teller eind november al op 450 uren. Dat betekent ook dat het aantal uren waarop zonneparken SDE+ subsidie ontvangen sterk afneemt. Exploitanten van zonneparken moeten daarom op zoek naar andere mogelijkheden om inkomsten te verwerven en hebben die gevonden in de onbalansmarkt. Mede omdat huishoudens door de salderingsregeling zijn afgeschermd van marktdiscipline, kampt TenneT regelmatig met forse overschotten in het elektriciteitssysteem. Die overschotten worden dan verkocht met een dikke zak geld toe (=extreem negatieve onbalansprijzen) en beheerders van zonneparken zijn maar al te graag bereid hun parken (geautomatiseerd) af te schakelen. Ze creëren dan in hun relatie met de balansverantwoordelijke een tekort (het zogenaamde passief meeregelen), oftewel, ze kopen indirect elektriciteit van TenneT en ontvangen dan die zak geld toe. Althans, als er niet te snel en teveel tegelijk wordt afgeschakeld, want dan slaat het overschot direct om in een tekort en moet TenneT juist als de wiedeweerga elektriciteit bijkopen. Dat fenomeen trad dit jaar regelmatig op en die oncontroleerbare schommelingen bedreigen de stabiliteit. Daarom heeft TenneT besloten om de prijssignalen waarop (vooral) zonneparken reageren, voortaan met vertraging te publiceren.
Waar tot 3 december de informatie over actuele onbalansvolumes en -prijzen op het moment van publicatie pakweg anderhalve minuut oud was, is die vertraging nu pakweg vijf en een halve minuut. Dat maakt passief meeregelen risicovoller en daarmee hoopt TenneT al te forse schakelacties te voorkomen. TenneT heeft in een webinar uiteengezet hoe dit werkt en waarom dit wordt toegepast.
Marktprijzen
Opec zit momenteel in een lastig parket. Het kartel is al geruime tijd van plan om de productiebeperkingen te versoepelen, maar ziet zich het gras voor de voeten weggemaaid door stijgende productie in Amerika en Canada en afnemende consumptie in China. Olieprijzen staan daardoor toch al onder druk en zouden door het opvoeren van de Opec productie verder zakken. De voorgenomen verruiming van de productie is daarom door Opec weer met drie maanden uitgesteld en het tempo van de verhoging zal lager zijn dan eerder aangekondigd. Overigens is deze situatie niet nieuw voor Opec. Ook in de periode 2010 – 2014 slaagde het kartel er in prijzen hoog te houden, maar creëerde daarmee wel de schalieolie bonanza in de VS. Deze olie heeft relatief hoge productiekosten, maar kon dus door de hulp van het kartel een hoge vlucht nemen. Om marktaandeel terug te winnen draaide Saoedi Arabië in 2014 de oliekraan open. Daardoor daalden de prijzen fors, maar het gewenste effect werd echter niet bereikt. Weliswaar hadden veel schalieolie-producenten het destijds door die lage prijzen extreem moeilijk, maar reageerden vooral met verlagen van de productiekosten en verhogen van de efficiëntie. Ergo, als Opec echt de zinnen zet op terugveroveren van marktaandeel, dan kan de oliemarkt een langere periode met relatief lage prijzen verwachten. De Brent prijzen daalden van zo’n 75 USD/bbl begin november naar een dikke 72 USD/bbl begin december.
In de eerste helft van november stegen kolenprijzen in lijn met stijgende gasprijzen. Echter, in de loop van november verbeterden de mogelijkheden om kolen te importeren, waardoor de kolenprijzen onder druk kwamen te staan, terwijl gasprijzen licht bleven stijgen. Begin november lag de prijs voor levering steenkool in 2025 rond 122 USD/ton, halverwege de maand rond 129 UD/ton en begin december rond 117 USD/ton. Leveringen in de komende maanden zijn pakweg 2 USD/ton goedkoper dan levering 2025.
De prijzen voor emissierechten profiteerden van het koudere weer in november, dat in combinatie met een beperkt aanbod van rechten op de veilingen. De prijs steeg van zo’n 65 EUR/ton begin november naar 68 EUR/ton begin december.
De spotmarkt voor elektriciteit was in november net zo veranderlijk als het weer. Hoge daggemiddelden op donkere dagen zonder wind of juist veel te veel wind. Enkele dagen tikten zelfs daggemiddelden van dik 180 EUR/MWh aan. Dat in schril contrast met 23 november toen het daggemiddelde net geen 4 EUR/MWh bedroeg. Op de onbalansmarkt ging het er nog stormachtiger aan toe, met meerdere dagen waarin enkele keren prijzen van dik 1800 EUR/MWh werden betaald. De termijnmarkt daarentegen deed het een stuk rustiger. Prijzen toonden daar een sterke koppeling met de gasprijzen en stegen in de loop van de maand van zo’n 85 EUR/MWh voor levering basislast 2025 aan het begin van november tot 95 EUR/MWh begin december.
Op de gasmarkt valt vooral de snelle daling van de gasvoorraden op. Dat door relatief koud weer met weinig zon en nauwelijks wind. Terwijl de winter nog moet beginnen, is de vullingsgraad van de Nederlandse bergingen al met zo’n 20 procentpunt gedaald, van een kleine 90% naar een dikke 70%. Op Europees niveau zit er nog zo’n 85% in de bergingen, komende van 95%. Als die dalingen doorzetten, kan het de komende zomer kan nog een hele klus worden om die voorraden weer bij te vullen. Dat mede door onzekerheid rond leveringen van Russisch gas. Het gevolg van die uitdaging: relatief hoge prijzen voor gaslevering in de zomer van 2025, zelfs hoger dan voor levering winter 25/26. In de maand november stegen gasprijzen levering kalanderjaar 2025 met een dikke 5 EUR/MWh van zo’n 39 EUR/MWh begin van de maand naar dik 44 EUR/MWh begin december. Leveringen in de komende maanden zijn pakweg 2 EUR/MWh duurder dan levering 2025.