December 12, 2024
De elektriciteitsprijzen op de day-ahead markt schoten gisteren en vandaag (12/12) omhoog, ondanks dalende spotprijzen voor gas, kolen en CO₂. Dit zorgt tijdelijk voor hoge marges bij producenten en aanbieders van flexibele capaciteit. De donkere dagen voor kerst vergroten traditioneel de kans op een krappere balans tussen vraag- en aanbod van elektriciteit. Lage windopwek door een hogedrukgebied boven Noordwest-Europa is op dit moment de boosdoener. Waar komen de hoge uurprijzen vandaan?
De energie transitie is volop gaande in Europa. Dit gaat gepaard met tijdelijke mismatches tussen vraag en aanbod. Door de grote toename van de zonopwek capaciteit zagen we afgelopen zomer veel negatieve uren. In de winter moeten we het voor wat betreft de hernieuwbare opwek in Centraal-West-Europa met name hebben van de wind en wanneer deze wegvalt vallen we terug op de conventionele centrales, opslag, vraag- en aanbodsturing en uitwisseling met de omringende landen via de interconnectoren. Opslag en vraag- en aanbodsturing spelen nu nog een bescheiden rol en daarom komt het met name aan op conventionele centrales en interconnectoren. De day-ahead prijzen zullen op dit soort momenten wel steeds meer bepaald worden door opslag en vraagsturing.
Gelukkig is er in Nederland zo’n 15 jaar geleden veel geïnvesteerd in conventionele centrales en hebben we, in tegenstelling tot Duitsland en België, voldoende capaciteit om aan de vraag te kunnen voldoen. Deze centrales zijn op dit moment voor een groot deel beschikbaar, op een paar gascentrales op de Maasvlakte en in de Eemshaven na. Voor een deel komt de niet-beschikbaarheid door een beperking van Tennet voor centrales in de Eemshaven overdag tussen 09.00 en 17.00. Wanneer we naar de marginale kosten van deze centrales kijken zien we niets bijzonders (zie plaatje merit order curve). De gasprijs is nog altijd flink hoger, maar dit is niet nieuw. De residuele vraag (elektriciteitsvraag minus zon minus wind) gedurende dag is vanwege de lage wind hoog, maar niet bijzonder voor de tijd van het jaar met een temperatuur rond normaal. In Nederland zijn vraag en aanbod dus aardig in balans. De oorzaak van de hoge day-ahead uurprijzen zullen we buiten de grenzen moeten zoeken.
Nederland is goed verbonden met alle omringende landen. Helaas is sinds vorige week de BritNed zeekabel niet beschikbaar. Het VK zou anders tijdens een aantal van de krappe uren elektriciteit aan Nederland geleverd hebben. Verder zien we op de zeekabels exporten naar Denemarken en een kleine import uit Noorwegen. De grenscapaciteit met België en Duitsland maakt samen met vraag en aanbod op de elektriciteitsbeurzen deel uit van een Europese marktkoppeling. De uitkomst hiervan (uurlijkse import / export en prijzen) voor 12/12 was niet optimaal voor Nederland en hier ligt de oorzaak van de (extreem) hoge en deels vreemde uurprijzen. Het gaat voor deze post te ver om daar dieper op in te gaan, maar vooral de krapte in Duitsland speelt hierbij een grote rol.
De decarbonisatie moet nog beginnen en deze dagen geven aan dat meer flexibele capaciteit nu al zeer welkom is in Centraal-West-Europa. Opslag- en vraagresponscapaciteit zijn aan het eind van de merit order curve te vinden, dus op de hogere prijsniveau’s. Dit is anders dan bij de marginale kosten van de meeste conventionele centrales (zelfs wanneer opstartkosten worden meegerekend). Het verklaart voor het grootste deel de hoge uurprijzen op de day-ahead markt in Nederland die door de koppeling met de buurlanden tot stand zijn gekomen. Voorlopig zal men de hogedrukgebieden in de winter dus nog even in de gaten moeten houden.