05 juli 2024
Engeland sluit de laatste kolencentrale
In 1712 werd in Engeland de eerste kolengestookte stoommachine in gebruik genomen. Daarmee kon meer grondwater uit een kolenmijn in de Engelse Midlands worden weggepompt dan mogelijk was met waterkracht of windmolens. Dieper wegpompen van grondwater betekende dat de productie van kolen kon worden opgevoerd. Daarmee werd een proces in gang gezet dat geleidelijk aan uitmondde in de industriële revolutie. Dik driehonderd jaar later, in dezelfde Midlands waar de aanzet werd gegeven tot een kolen gedomineerde energievoorziening, draait momenteel de laatste Engelse kolencentrale.
Maar niet meer voor lang. De 2000 MW Ratcliffe-on-Soar kolencentrale heeft de allerlaatste levering van kolen in ontvangst genomen. Op 30 september aanstaande moet de centrale definitief de poorten sluiten, waarmee een einde komt aan kolengestookte elektriciteitsproductie in Groot-Brittannië.
Kleine kerncentrales lopen tegen hobbels aan, maar …
Een dik jaar geleden bracht EDF het Nuward SMR project onder in een speciaal bedrijf. Dat als blijk van vertrouwen in de toekomst van de kleine modulaire kerncentrale, bestaande uit twee 170 MW reactoren. Deze innovatieve reactoren, waar EDF al sinds 2019 aan werkt, zouden ontworpen worden om snel op en af te kunnen regelen en daardoor goed passen in een productiesysteem gedomineerd door weersafhankelijke opwek. Ook kunnen SMR’s door hun kleinere schaal sneller gebouwd worden dan de grote reguliere kerncentrales, onder andere omdat SMRs relatief eenvoudig te bouwen zijn op plekken waar al de nodige infrastructuur aanwezig is, zoals op grote industrieterreinen of locaties van te sluiten gas- of kolencentrales. Desondanks heeft EDF de ambities neerwaarts moeten bijstellen. Een innovatief concept betekent voor de klanten onzekerheid over kosten en bouwtijden. EDF heeft daarom besloten om het ontwerp opnieuw onder de loep te nemen en uitsluitend bestaande technieken te gaan gebruiken. EDF verwacht daarmee ook eenvoudiger de technische haalbaarheid van de SMR te kunnen aantonen.
Vooralsnog is de stap van EDF om de SMR op bestaande technieken te gaan baseren, niet besteed aan Nederland. Wel zet Nederland een programma-aanpak SMR’s op waarin de ontwikkelaars van SMRs worden gekoppeld aan de Nederlandse maakindustrie. Maar, het uitgangspunt van de regering is dat Small Modular Reactors pas tegen 2040 inzetbaar worden voor regionale energiesystemen. Prioriteit wordt gegeven aan nieuwe grote kerncentrales die rond 2035 een belangrijke rol moeten gaan spelen in het CO2-vrije elektriciteitssysteem. Als twee extra kerncentrales rond die tijd operationeel zijn, groeit het aandeel kernenergie naar meer dan 10% van de Nederlandse elektriciteitsmix.
Of de maakindustrie en regionale autoriteiten de keuze voor ‘eerst de grote kerncentrales’ zullen respecteren, valt nog te bezien. De energietransitie in het algemeen en de elektrificatie van de industrie in het bijzonder, staat namelijk onder druk door problemen met de elektriciteitstransportnetten. Niet alleen is er een schrijnend tekort aan capaciteit, ook de tarieven lopen fors op. Door dat laatste krijgen ontwikkelaars van groene waterstofproductie en batterijen hun business cases niet meer sluitend. Daarbij zullen die transportkosten naar verwachting nog vele jaren fors blijven stijgen.
Zo voorspelt TenneT minimaal een stijging van de tarieven (excl. Inflatie) met een kleine 5% per jaar vanaf 2027. Dat onder voorwaarde dat de vraag naar elektriciteit fors groeit, want de kosten van het net zelf stijgen (excl. Inflatie) met zo’n 11% per jaar. Betrouwbare eigen opwek van elektriciteit achter de meter wordt daardoor financieel aantrekkelijk voor de grootindustrie, vooral als dat gecombineerd kan worden met de productie van warmte of processtoom. Dat is precies wat ontwikkelaars van SMRs beloven.
Marktprijzen
De vroege start van het orkaanseizoen in de Mexicaanse Golf heeft de olieprijzen omhoog gestuwd. De voortekenen, zoals de hoge temperatuur van het zeewater, wijzen op veel zware orkanen in de komende maanden. Die orkanen kunnen problemen opleveren voor de olieproductie in en rond de Golf. Voeg daarbij de oplopende spanningen tussen Israël en Hezbollah en de prijzen wijzen in de richting omhoog. Brent steeg van een dikke 77 USD/bbl begin juni naar een dikke 87 USD/bbl begin juli.
Begin juni daalden de kolenprijzen aanzienlijk om vervolgens het grootste deel van juni te schommelen rond 120 USD/ton voor levering 2025 en rond 113 USD/ton voor levering in de komende maanden. Tegen het eind van juni daalden de prijzen en dan vooral levering jaar vooruit die op een kleine 113 USD/ton uitkwam.
Net als steenkool, daalde de prijs voor emissierechten begin juni significant, van zo’n 74,5 EUR/ton naar 68 EUR/ton halverwege juni. Sindsdien schommelt de prijs en kwam begin juli op een kleine 71 EUR/ton uit.
In lijn met steenkool, daalde elektriciteit begin juni en schommelde de rest van de maand tussen 85 en 90 EUR/MWh voor levering basislast 2025. Levering in de komende maanden is pakweg 30 EUR/MWh goedkoper. Echter, levering in kwartaal 4 2024 is juist zo’n 5 EUR/MWh duurder dan levering 2025.
In schril contrast tot de ‘rustige’ elektriciteitsmarkt voor termijnleveringen, staan de gebeurtenissen op de onbalansmarkt. Harde wind en af en toe zon maken de productie tot vlak van te voren moeilijk voorspelbaar. De balanshandhaving is daardoor grillig. Die grilligheid wordt nog versterkt doordat regelmatig forse overschotten optreden met zwaar negatieve onbalansprijzen tot gevolg. Producenten van zon- en windenergie reageren op die prijssignalen door de productie stil te leggen (curtailment), maar als producenten te massaal en te gretig van die negatieve prijzen willen profiteren, dan slaat een overschot direct om in een tekort en moet TenneT juist opwaarts regelen. In dat geval krijgt elke regelrichting zijn eigen en veelal ongunstige onbalansprijs. Bijvoorbeeld op 4 juli was voor het merendeel van de kwartieren deze zogeheten regeltoestand 2 van kracht. Erger nog, de spread tussen tekort en overschot was in tal van kwartieren groter dan 1000 EUR/MWh met als extreem het kwartier tussen 9h45 en 10h00: 1463 EUR/MWh. Oftewel, partijen die hoopten om voor min 563 EUR/MWh elektriciteit te kunnen inkopen, moesten daar juist 900 EUR/MWh voor betalen.
De ontwikkelingen in de gas en elektriciteit termijnmarkten komen goed overeen. Daling begin juni, schommelingen de rest van de maand, levering in de komende maanden fors goedkoper dan levering 2025, maar levering kwartaal 4 2024 juist (iets) duurder dan levering 2025. Gaslevering 2025 lag begin juli iets beneden 38 EUR/MWh, levering kwartaal 4 net iets boven 38 EUR/MWh. Leveringen in de komende maanden zijn zo’n 5 EUR/MWh goedkoper dan levering 2025.