Een voorjaar met veel spanning op de elektriciteitsmarkt

De laatste tijd ligt in het nieuws vooral de gasmarkt onder de loep. Terecht natuurlijk. Polen en Bulgarije afsluiten van Russisch gas was de zoveelste ongekende gebeurtenis die tot voor kort onwaarschijnlijk leek. Het leidt tot tal van lastige vragen. Volgen er nog meer afsluitingen? Komen er uiteindelijk ook Europese sancties op Russische gasleveringen? Hoe en in welke valuta kunnen leveringen nog worden betaald?

Door de nauwe focus op gas raken andere energiemarkten overschaduwd. Onterecht, want ook daar gebeurt van alles. Daarom schenk ik deze maand extra aandacht aan de elektriciteitsmarkt.

Elektraproducenten kiezen (paas)eieren voor hun geld

We beginnen al aardig te wennen aan hoogterecords op de huidige, onstuimige energiemarkt. Het is daarom bijzonder te kunnen melden dat we de afgelopen maand een nooit eerder vertoond diepterecord zagen. In het paasweekend kwam de leveringsprijs van elektriciteit op zaterdag om 12 uur ’s middags uit op ‑222,36 €/MWh. Er moest dus betaald worden om elektriciteit te ‘mogen’ leveren!

Deze prijsval is te verklaren door de voortschrijdende energietransitie. Het sterk stijgende aantal zonnepanelen in ons land wekt op zonnige middagen steeds vaker meer energie op dan we ’s middags nodig hebben. Voor energieopslag is nog geen structurele oplossing en conventionele energiecentrales moeten hun stroom óók kwijt. Het resultaat: negatieve energieprijzen.

Een te rigide systeem

Let wel, het bovenstaande diepterecord was slechts een momentopname. De gemiddelde dagprijs kwam op 23 april uit op 62,54 €/MWh. Dit is te verklaren doordat gas- en kolencentrales in de avonduren tegen zeer hoge prijzen moesten produceren om aan de elektravraag te voldoen. Er zijn meer van dit soort uitschieters geweest, maar ondanks die enkele uren met negatieve prijzen is de gemiddelde dagprijs in 2022 tot op heden 204 €/MWh (vergeleken met een gemiddelde prijs van plusminus 60 €/MWh in de afgelopen vijf jaar). De extreem hoge prijsniveaus van gas en kolen wegen dit jaar dus, ondanks de forse groei in het aandeel wind en zon, zwaar op de prijsvorming van elektriciteit.

Wel legt een negatieve uurprijs de kwetsbaarheid van het systeem bloot. Het betekent immers dat er op momenten een enorm overschot aan aanbod is. Daaruit kunnen we concluderen dat er momenteel onvoldoende flexibiliteit in het elektriciteitssysteem zit.

Conventionele centrales schalen hun productie weliswaar zoveel mogelijk af op deze momenten van overschot, maar kunnen dat vanwege technische, praktische en/of contractuele redenen niet volledig doen. Daarnaast moeten ze zodra de zon ondergaat weer volop produceren om aan de vraag te voldoen – de energievraag in Nederland piekt nu eenmaal in de avonduren.

En hoewel het Nederlandse elektriciteitssysteem met dikke kabels verbonden is aan vijf buurlanden, kon het extra aanbod ook niet volledig worden geëxporteerd - ondanks het feit dat, terwijl Nederland een diepterecord zag, de prijs in Frankrijk voor datzelfde uur €216,83 bedroeg. Een verschil van bijna €420!

Het is duidelijk dat niet alleen op nationaal niveau, maar ook in Europees verband moet worden gekeken naar manieren om flexibiliteit te creëren in het elektriciteitssysteem.

Meer diversiteit in de Europese productiemix

Negatieve prijzen zullen voorkomen naarmate het aandeel wind en zon in de productiemix verder toeneemt. Maar flexibiliteit in Europees verband is ook nodig om de afhankelijkheid van (Russisch) aardgas te verminderen.

Want ondanks het toenemende aandeel van zon in de productiemix is de Nederlandse elektriciteitsvoorziening voor 50% afhankelijk van aardgas. In ons land werken hoge gasprijzen dan ook sterker door in de prijsvorming dan bijvoorbeeld in Duitsland waar het leeuwendeel opgewekt wordt door (bruin)kolen. In Frankrijk vormen juist kerncentrales de ruggengraat van de elektriciteitsvoorziening. De wijze waarop Europa als geheel haar elektriciteitsbehoefte produceert zal dus van essentieel belang zijn om de afhankelijkheid van aardgas verder af te kunnen bouwen.

We kunnen aardgas niet (blijven) vervangen door zeer vervuilende kolen en moeten dus denken aan het uitbouwen van alternatieve bronnen. Denk daarbij aan kernenergie (normaliter goed voor 22% van de totale Europese energievraag) en waterkracht (grofweg 17% van de Europese mix).

Voorlopig aanhoudende krapte

Het vergroten van de diversiteit in de Europese elektriciteitsproductiemix is belangrijk, maar op dit moment is het op meerdere vlakken krap. Van de 56 Franse kerncentrales zijn er op dit moment maar 28 operationeel door reparatiewerkzaamheden om corrosie te verhelpen, waardoor Frankrijk elektriciteit moet importeren uit landen waar aardgas en kolen worden verstookt. En de waterreservoirs in de Alpenlanden en Scandinavië zijn op dit moment aanzienlijk lager gevuld dan normaal.

Kortom, er is ook schaarste aan betrouwbaar regelbaar productievermogen uit CO2-vrije bronnen naast aardgas. De zorgen over de aardgastoevoer zullen daarom nog wel een tijdje aanhouden. Met een aandeel van 20% in de Europese elektriciteitsproductie is er gezien de krapte in andere productiemethoden een vrij beperkte buffer om een eventuele leveringsstop van aardgas op te kunnen vangen.

Al met al kan een bescheiden neerwaartse correctie niet worden uitgesloten omdat er op dit moment ook veel onzekerheid in de termijnprijzen is verdisconteerd. Toch lijken de prijsopdrijvende factoren voorlopig ruimschoots de overhand te hebben. Ondanks enkele diepterecords op kortstondige momenten, is het gezien de huidige marktdynamiek waarschijnlijker dat op de termijnmarkt meerdere hoogterecords zullen volgen.