05 september 2022

Energieprijzen: waar zit de noodrem?

De Duitse Bondsregering praat al geruime tijd over het voornemen om elektriciteitsprijzen los te koppelen van gasprijzen. Andere regeringen pleiten voor het invoeren van price caps, maximumprijzen voor gas en/of elektriciteit. Sommige landen zijn al tot actie overgegaan. Zo heeft Frankrijk zijn eigen staatsbedrijf EDF gebonden aan maximum verkoopprijzen. Spanje en Portugal hebben zelfs voor een periode van 12 maanden prijslimieten opgelegd aan gas dat voor elektriciteitsproductie wordt gebruikt. De Nederlandse regering houdt zulke maatregelen vooralsnog af, want actie zal moeten komen van de Europese Unie.

Het basisprobleem in de energiemarkten is dat de vraag momenteel hoger is dan het aanbod. In een vrije markt kunnen prijzen dan blijven stijgen totdat voldoende gebruikers deels of geheel afschakelen, zodat tussen vraag en aanbod weer in evenwicht zijn. Immers, de andere kant van het verhaal, opschalen van productie, is op korte termijn niet haalbaar, dan wel (politiek) ongewenst. De onbetaalbaarheid van energie levert echter grote maatschappelijke problemen op, maar eenvoudige oplossingen zijn niet voor handen. Zo heeft Frankrijk bijvoorbeeld de hoge financiële lasten van de energievoorziening verplaatst van de energieconsument naar de belastingbetaler en is het nog maar zeer de vraag hoe lang de regering die lasten kan dragen.

De Iberische aanpak waarbij voorkomen wordt dat partijen die over gas beschikken daar bovenmatig veel aan kunnen verdienen, krijgt meer handen op elkaar, maar is helaas niet universeel toepasbaar. Het Iberisch schiereiland is energetisch namelijk behoorlijk geïsoleerd van de rest van de EU. Daardoor zijn eigenaren van gas nauwelijks in staat om dat gas voor zeer hoge prijzen in bijvoorbeeld Frankrijk te verkopen. In dat opzicht heeft Nederland het ‘slecht’ getroffen. Met zeer zware gas- en elektriciteitsverbindingen met omliggende landen, valt het weglekken van nationale maatregelen niet te voorkomen. Zelfs acties als razendsnel aansluiten van drijvende LNG-terminals en vullen van gasopslagen, zijn maatregelen die op de eerste plaats de Europese interne markt ten goede komen.

De Europese Commissie is goed doordrongen van het feit dat bij een interne Europese markt Europa brede acties nodig zijn. Daarbij worden de pijlen op dit moment vooral gericht op de elektriciteitsmarkt en dan met name op het systeem van marginal pricing. Dat systeem houdt in dat alle verkopers een prijs kunnen bedingen die gelijk is aan de hoogst geboden prijs voor de laatst benodigde kWh. Anders dan nogal eens wordt gesuggereerd, is dat systeem echter niet het gevolg van beleidskeuzes in het marktontwerp, maar eenvoudigweg de uitkomst van marktkrachten.

Immers, als een koper van elektriciteit bereid is om bijvoorbeeld 800 euro te betalen voor een MWh uit een gascentrale, waarom zou een producent van windenergie dan verkopen voor bijvoorbeeld 40 EUR/MWh? Alleen voor de beursveilingen op de dag-vooruitmarkt is bewust gekozen voor marginal pricing, maar dat vooral om te voorkomen dat prijzen verkeerd uitpakken als te veel partijen fouten maken bij het gokken waar de prijs terecht zou kunnen komen. Dus, als iedereen goed gokt is de marginale prijs vanzelf de uitkomst van de veiling, dus waarom partijen überhaupt laten gokken?   Met andere woorden, in een transparante markt hoort de marginale prijs juist de uitkomst te zijn van een goed georganiseerde veiling.

Uit concept-beleidsstukken valt op te maken dat de soep van de marginale prijs niet zo heet gegeten wordt als opgediend en dat de Europese Commissie het probleem van de extreem hoge energieprijzen op verschillende manieren wil aanpakken. Zo zou op de eerste plaats de vraag naar elektriciteit teruggedrongen moeten worden op overeenkomstige wijze als bij aardgas, dus met vrijwillige besparingsdoelen voor de lidstaten. Op de tweede plaats zoekt de Commissie financiële ruimte om energiegebruikers te kunnen compenseren zonder het marktbouwwerk aan te tasten en dus het systeem van marginale prijzen intact te laten. Leveringstarieven blijven dan hoog zodat vraag wordt teruggedrongen terwijl via gerichte cashback al te grote betaalbaarheidsproblemen kunnen worden voorkomen. Die financiële ruimte zou worden gezocht bij producenten met lage operationele kosten zoals kernenergie, waterkracht, biomassa, zon- en windenergie.

Door lidstaten toe te staan maximumprijzen in te voeren voor elektriciteit die niet met aardgas is opgewekt, zou de facto een soort windfall profit belasting worden ingevoerd voor de opwekmethodes die momenteel zeer lucratief zijn. Op de dag-vooruitmarkt worden dan overwinsten afgeroomd en dat zou ook moeten gelden voor alle nog af te sluiten termijncontracten.

Vervolgens zou die belasting moeten worden ingezet voor lastenverlichting van elektriciteitsverbruikers. Of deze plannen omgezet kunnen worden in concrete daden valt nog te bezien.  De uitwerking zal verre van eenvoudig zijn en felle weerstand van de sector duurzame energie ligt voor de hand.

 

Marktprijzen

Angst voor maatregelen tegen inflatie, dreigende recessie en het zeer strenge Chinese non-covid beleid, drukken de stemming op de oliemarkt. Gedurende augustus schommelde de prijs voor brent tussen 92 en 102 USD/bbl, met begin september een dalende trend rond 95 USD/bbl..

Het patroon van kolenprijzen kwam in augustus in grote lijnen overeen met dat van olieprijzen. Echter, waar olieprijzen eind augustus iets daalden, stegen de kolenprijzen lichtjes. Wel bleef het niveau duidelijk onder de top van 22 augustus toen maand vooruit op 406 USD/ton sloot. Onzekerheid over de richting overheerst met mogelijk een afnemende vraag door maatregelen van de Europese Commissie en forse voorraden in de zeehavens. Leveringen jaar vooruit kostte eind augustus ruim 300 USD/ton en maand vooruit dik 365 USD/ton.

De extreem hoge energieprijzen drukken zwaar op de CO2-prijzen. De grootindustrie schakelt massaal af en dat heeft grote gevolgen voor de behoefte aan CO2-rechten. Van 98 EUR/ton op 19 augustus, daalden de prijzen naar 80 EUR/ton eind augustus.

Tegen eind augustus leek even ‘the sky is the limit’ op de elektriciteitsmarkt. Omdat in Frankrijk de halve vloot kerncentrales stil ligt, kampt dat land al langer met extreem hoge marktprijzen, maar ook in Duitsland steeg levering basislast 2023 kortstondig naar zo’n 1000 EUR/MWh. Vervolgens viel de prijs in rap tempo terug naar 600 EUR/MWh, wat historisch gezien nog steeds absurd duur is. De prijzen voor stroom in Nederland volgden het Duitse patroon, maar op een lager niveau. Cal 2023 steeg naar 700 EUR/MWh en viel terug naar 400 EUR/MWh. Kwartaal 4 2022 kwam dichter bij de Duitse cal prijzen: top op 900 EUR/MWh en terugval naar 600 EUR/MWh.

De gasmarkt lag ten grondslag aan de hoge pieken en diepe val op de elektriciteitsmarkt. Levering kwartaal 4 2022 steeg naar 350 EUR/MWh en viel in enkele dagen terug naar 250 EUR/MWh.  Jaarcontracten volgden dat patroon, maar op lagere niveaus.  De terugval werd mede veroorzaakt door enige opluchting over de, voor deze tijd van het jaar, opmerkelijk hoge vullingsgraad van de gasopslagen. 


Bron: Ice-Endex


Deel dit


Dit vind je misschien ook interessant….