Het leveren van energie wordt duurder. Met de hoge energieprijzen van nu lijkt deze stelling op het intrappen van een open deur. Daarom een nadere toelichting.
De energieprijzen zijn momenteel veel hoger dan anderhalf tot twee jaar geleden. De oorzaken zijn divers: vorig jaar zat dit vooral in het aantrekken van de economie en het sinds april 2021 niet meer aanbieden van korte-termijngascontracten door Gazprom waardoor de gasvoorraden laat en mondjesmaat werden aangevuld. Recent speelt uiteraard de Russische inval van de Oekraïne een belangrijke rol en de sancties die over en weer worden opgelegd tussen de EU en Rusland. Dit alles leidt tot onzekerheid en meer volatiliteit op de energiemarkten. Door de stijging van de gasprijs is de vraag naar kolen gestegen en daardoor ook de kolenprijs opgelopen. Het verbranden van kolen leidt tot meer CO2-uitstoot en dus meer vraag naar emissierechten. De prijs van emissierechten is hierdoor sneller aan het oplopen dan deze al deed.
Doordat een groot deel van de elektriciteitsproductie met gas- en kolencentrales wordt opgewekt, is de elektriciteitsprijs ook fors opgelopen. Dit ondanks de steeds verdere toename van hernieuwbare elektriciteitsproductie uit zonne- en windenergie.
Prijs van energie
Het leveren van energie is dus duurder omdat de energieprijzen op de internationale groothandelsmarkten hoger zijn dan we het vorige decennium gewend waren. Maar dit is niet de enige reden.
De prijs die een energiebedrijf in rekening brengt, bestaat uit meerdere componenten. Onderdelen waar een energiebedrijf geen invloed op heeft, zoals de transportkosten (netbeheer), energiebelasting, Opslag Duurzame Energie en BTW, worden buiten beschouwing gelaten.
De energieprijs die een energiebedrijf in rekening brengt, bestaat dan uit drie onderdelen:
De commodityprijs. Dit is de groothandelsprijs van de energie die wordt geleverd;
De risicopremie. Afhankelijk van de contractvorm bestaat deze uit verschillende risico’s; en
De marge. Dit is het rendement dat het energiebedrijf wil maken op haar levering.
Dat een energiebedrijf (of land) de commodityprijs op de groothandelsmarkten kan beïnvloeden, heeft Gazprom c.q. Rusland wel bewezen. Hun handelen, het plotseling in april vorig jaar stoppen met aanbieden van nieuwe contracten aan Europese landen en bedrijven, heeft ervoor gezorgd dat de gasprijs in de hele EU is verviervoudigd.
Toen Duitsland na Fukushima bekendmaakte haar kerncentrales versneld uit te faseren, schoten in Nederland de elektriciteitsprijzen met meer dan 10% omhoog.
De commodityprijs kan dus worden beïnvloed door een land of een energiebedrijf.
Marge
Energiebedrijven moeten geld verdienen om te kunnen blijven bestaan. Daarom brengen energiebedrijven boven op de energieprijs en de risicopremies een marge in rekening. Deze marge kan relatief zijn, bijvoorbeeld 7% op de commodityprijs, vast, bijvoorbeeld € 4,- per MWh, of een combinatie. Denk hierbij aan bijvoorbeeld 7% op de commodityprijs met een minimum van € 4,- per MWh.
In het laatste geval profiteert het energiebedrijf van hoge prijzen maar is verzekerd van een minimale marge bij lage prijzen.
De jaren 2020 en 2021 geven dit goed weer. In 2020 was de gemiddelde prijs op de EPEX-Spot Day-Ahead € 32,26 per MWh en in 2021 was de gemiddelde prijs € 102,96 per MWh.
Een energiebedrijf had in 2020 meer verdiend met een vaste opslag van € 4,- per MWh maar in 2021 veel meer met een opslag van 7%.
Risico’s
De risicopremie is voor klanten vaak een black box. Wat zijn eigenlijk de risico’s van een energiebedrijf en hoe worden deze geprijsd?
De risico’s verschillen per contractvorm. Een profielprijs met een vaste prijs voor meerdere jaren, is voor een energiebedrijf het meest risicovol. De risico’s die het energiebedrijf neemt met het aanbieden van een vaste prijs voor meerdere jaren aan een profielklant, zijn als volgt:
De looptijd van het contract. Op dit moment is de liquiditeit op de groothandelsmarkt zeer beperkt. Dit betekent dat er weinig volume wordt aangeboden voor de middellange- en lange termijn. Hierdoor loopt het energiebedrijf het risico het volume dat ze aan haar klant gaat leveren nu niet in kan kopen op de beurzen of bij andere energiebedrijven c.q. – producenten (dit kan ook eigen productie zijn).
Het seizoenspatroon. Om het risico op de levering van een profiel af te dekken, koopt een energiebedrijf delen van het profiel in. Een deel (de baseload) wordt ingekocht voor het hele jaar, delen voor kwartalen en delen voor maanden. Zo kan het gebeuren dat de kostprijs voor de levering in de ene maand veel hoger of lager is dan de levering in een andere maand terwijl de klant in beide maanden dezelfde prijs betaalt.
Het restprofiel. Al hetgeen het energiebedrijf niet op voorhand kan afdekken, wordt meestal tegen uurprijzen ingekocht op de spotmarkt, de intraday- of day-ahead-markt. De uurprijzen verschillen van uur tot uur en zijn soms heel hoog (€ 700,- per MWh hoogste uurprijs 2022 op 8 maart tussen 19:00 en 20:00) en soms heel laag (€ 222,36 per MWh negatief laagste uurprijs 2022 op 23 april tussen 12:00 en 13:00).
Het volume-effect. Energiebedrijven bieden vaak een contract aan met of zonder een bandbreedte op de hoeveel af te nemen energie. Zulke bepalingen staan vaak in het contract maar soms in de kleine lettertjes van de algemene voorwaarden. Wanneer een klant een contract heeft voor levering van 1 GWh (= 1.000 MWh) op jaarbasis met een bandbreedte van 15%, mag de klant op jaarbasis dus minimaal 850 MWh en maximaal 1.150 MWh afnemen tegen de overeengekomen prijs. Volumes buiten de bandbreedte worden dan meestal verrekend of afgerekend tegen de uurprijzen van de day-ahead-markt.
Het onbalansrisico. Onbalans ontstaat wanneer het werkelijk verbruik van een klant afwijkt van het verwachte verbruik van een klant. In de eerste vijf maanden van 2022 varieerden de onbalansprijzen tussen € 529,90 per MWh negatief en € 1.022,40 per MWh positief. Een grotere spreiding dan de uurprijzen op de day-ahead-markt. Door de groei van het aandeel hernieuwbare elektriciteit in de energiemix nemen de onbalansprijzen steeds verder toe.
De kapitaalslasten. Wanneer het energiebedrijf prudent risicomanagement voert, dekt het energiebedrijf haar posities netjes af. Met andere woorden: wanneer het energiebedrijf een leveringscontract sluit met een klant, koopt zij dat volume in bij een ander energiebedrijf of op de beurs. Op deze manier heeft het energiebedrijf geen volumepositie (op de eerder benoemde restposities na) en heeft ze haar marge vastgezet.
De kapitaallasten bestaan uit werkkapitaal en uit garantiekapitaal. Op de beurs worden posities dagelijks afgerekend. Inkopen via de beurs heeft dus een gemiddeld betaaltermijn van 15 dagen (de eerste dag van de maand wordt de eerste dag betaald, de laatste dag van de maand op de laatste). Verkopen aan de klant worden vaak op basis van factuurdatum plus betaaltermijn betaald. Wanneer een klant een betaaltermijn van 14 dagen heeft en de factuur op de eerste kalenderdag na de maand van levering wordt verstuurd, betaalt de klant op dag 45 na de eerste dag van levering en financiert het energiebedrijf dus 30 dagen voor. Door de prijsstijgingen is de werkkapitaalbehoefte van energiebedrijven fors toegenomen.
Naast het werkkapitaal heeft het energiebedrijf ook garantiekapitaal nodig. Dit garantiekapitaal bestaat uit de initial margin en de variation margin. De initial margin wordt berekend over de netto open positie (volume). De variation margin wordt berekend op basis van het verschil tussen de contractprijs (op de beurs) en de marktprijs. Beide kunnen dagelijks fluctueren. Door zowel de stijging van de energieprijzen als die van de volatiliteit, zijn vooral de initial margins flink gestegen. Ter vergelijking: anderhalf jaar geleden zat de initial margin ergens tussen de 3% tot 7% van de contractwaarde. Op dit moment zit de initial margin tussen de 15% en 30% afhankelijk van zowel de commodity als de contractperiode.
Premies
De risicopremies verschillen per energiebedrijf en per contractsoort. Een contract voor levering van een volume met een profiel (meer verbruik in winter dan zomer, meer verbruik in de ochtend dan in de middag, et cetera) heeft meer risico dan een contract voor levering van een volume van een blok, bijvoorbeeld een baseload (7 dagen per week, 24 uur per dag hetzelfde vermogen). Een contract met levering tegen een vaste prijs heeft meer risico dan levering tegen een uurprijs van de day-ahead-markt. De contractvorm heeft dus invloed op de risicopremies.
De verwachting is dat risicopremies voor nieuw af te sluiten contracten flink hoger zijn dan ze waren. Sowieso vanwege de hogere kapitaallasten op dit moment maar ook vanwege het gebrek aan liquiditeit voor lange(re)-termijnposities.
De verdere toename van hernieuwbare energieproductie zorgt voor meer volatiliteit van en spreiding tussen de uurprijzen op de day-ahead-markt. Deze toename is ook verantwoordelijk voor de toename van de onbalans, zowel in volume als in prijs.
Levering van energie wordt dus duurder. Ook wanneer de energieprijzen zelf weer zakken.