LI-62B01EBEECF13 LI-62B01EBEECF13
 

Prijsplafond inframarginale technologieën veel geschreeuw maar weinig wol

Gisteren heeft Ursula von der Leyen in haar ‘State of the Union’ inzicht gegeven in de wijze waarop de Europese Commissie de energiecrisis wil aanpakken.


In dit artikel wil ik mij beperken tot de voorgenomen maatregel elektriciteit uit inframarginale technologieën een prijsplafond op te leggen van € 180,- per MWh.


Wat zijn inframarginale technologieën? Volgens het artikel van de Europese Commissie zijn inframarginale technologieën producenten met lagere marginale kosten, zoals hernieuwbare energiebronnen, kernenergie en bruinkool.


Marginale kosten

Marginale kosten geven het bedrag aan waarmee de totale kosten toenemen als een bedrijf één extra product produceert. Marginale kosten dus worden veroorzaakt door de variabele kosten. Wanneer geen rekening wordt gehouden met de kosten voor onbalans, heeft een zonnepark niet meer kosten wanneer op een zonnige dag meer kilowatturen worden opgewekt. Wanneer een gascentrale meer kilowatturen opwekt, moet meer gas worden verbrand én wordt meer CO2 uitgestoten, dus worden meer kosten gemaakt. Zonne- en windparken hebben dus lagere marginale kosten dan kolen en gascentrales.


Koppeling gas en elektriciteit

Ursula wilde eigenlijk de elektriciteitsprijs verlagen door deze los te koppelen van de gasprijs. Formeel is er helemaal geen koppeling tussen de gas- en elektriciteitsprijs, behalve bij gasgestookte elektriciteitscentrales waarbij de CO2-prijs ook een (kleine) rol speelt.


De day-ahead-marktprijs wordt op uurbasis echter wel vaak bepaald door de prijs die de eigenaar van een gascentrale vraagt voor zijn of haar elektriciteit. Dat komt doordat de prijs op de day-ahead-markt wordt bepaald door in eerste instantie de vraag en daaropvolgend de aanbiedingen van producenten.


Het snijpunt van vraag en aanbod bepaalt de prijs die alle vragers betalen en alle producenten (die in die vraag voorzien) ontvangen. Doordat de laatst gevraagde kilowattuur regelmatig wordt geproduceerd door een gasgestookte centrale, kan men denken dat er sprake is van een koppeling. Die is er dus niet. Wanneer kolengestookte elektriciteit veel duurder zou zijn, bijvoorbeeld doordat CO2-uitstoot veel zwaarder wordt belast, zou de laatste kilowattuur niet door gasgestookte centrales worden opgewekt maar door kolengestookte centrales. De merit order is dan verschoven en dit is dan het gevolg van een goed functionerend marktmechanisme.


Iets wat niet gekoppeld is, kun je niet loskoppelen. Daarom bedachten Ursula en haar theoretici een prijsplafond. Niet op alle elektriciteit, maar alleen die waarvan ze denken dat er momenteel extreme winsten op worden behaald.


Day-ahead-markt

In het artikel van de Europese Commissie wordt vooral over de day-ahead-markt gesproken. Onderstaande grafiek toont de ontwikkeling van de gemiddelde maandprijzen op de EPEX-Spot day-ahead-markt.


De gemiddelde EPEX-Spot day-ahead-prijs over heel 2022 tot en met 15 september is voor Nederland € 254,75. Dit is een ongewogen prijs en houdt dus geen rekening met een profiel noch met eventuele afslagen.


Praktijkvoorbeeld: een klein zonnepark

Laten we eens naar een zonneparkje kijken met de volgende specificaties:

- 758,4 kWp vermogen;

- 660 kW omvormervermogen;

- een hellingshoek van circa 27,5 graden; en

- georiënteerd op het zuiden.


De werkelijke productie over 2022 en de verwachte productie over het resterend deel van 2022 ziet er als volgt uit:



Wanneer de elektriciteitsproductie van dit zonnepark dagelijks wordt aangeboden op de EPEX-Spot day-ahead-markt en geen rekening wordt gehouden met kosten voor onbalans en eventuele andere afslagen, heeft het zonnepark € 221,62 per MWh verdiend. Dit is op basis van werkelijke productie in 2022 tot en met 14 september. De opbrengsten zijn dus 13% lager dan de EPEX-Spot gemiddelde prijs maar lijken dus hoger te zijn dan het prijsplafond van € 180,- per MWh. Onderstaande grafiek toont de verschillen per maand.



Een ander klein en vergelijkbaar zonnepark heeft recent onderstaand voorstel ontvangen van een energieleverancier voor de verkoop van haar zonnestroom.


Wanneer de afslag van 15% met een minimale afslag van € 25,- per MWh wordt meegenomen in de opbrengstberekening, is de gemiddelde opbrengst per MWh geen € 221,62 per MWh maar € 184,50 per MWh. Nipt boven het prijsplafond van de € 180,- per MWh.


Overige prijsmechanismes

Het lijkt erop dat niet is nagedacht over andere prijsmechanismes dan de day-ahead-markt.


Op OTC (over the counter) basis kunnen nog steeds prijzen boven de € 180,- per MWh worden afgesproken. Hier gaat het dan ook om vrije keuze. Het risico bestaat hierdoor dat hernieuwbare energieproducenten hun elektriciteit niet meer op de day-ahead-markt gaan aanbieden maar vooral rechtstreeks aan afnemers. Zoals datacenters. Dit kan tot gevolg hebben dat deze projecten hun vermogen niet meer afschakelen wanneer het net overbelast is omdat wordt afgerekend op basis van gelijktijdigheid (alleen afnemen wanneer geproduceerd wordt).


Op de onbalansmarkt wordt soms wel € 500,- per MWh betaald om niet aan het net te leveren. Met andere woorden: om een zonne- of windpark tijdelijk uit te zetten omdat een kolen- of kerncentrale dat niet zomaar kan. Hoe moeten de lidstaten met deze opbrengsten omgaan?


Domme Ursula, verstandige lidstaten?

Het is dus vooral de vraag hoe Ursula en haar theoretici denken dat het prijsplafond moet worden uitgevoerd. Dit laat ze aan de lidstaten zegt ze.


Laten we hopen dat de lidstaten verstandig zijn en kijken naar netto opbrengsten per MWh.


Dus niet de EPEX-Spot-uurprijzen maar de werkelijke inkomsten onder aftrek van kosten die producenten met ‘inframarginale technologieën’ moeten betalen om hun elektriciteitsproductie kwijt te kunnen op de day-ahead-markt.


Laten we ook hopen dat de lidstaten verstandig zijn en opbrengsten voor curtailment buiten beschouwing laten.


Het toepassen van curtailment op hernieuwbare elektriciteitsproductie door zonne- en windparken ondersteunt het elektriciteitsnet en voorkomen daarmee overbelasting van het net.


Geen structurele aanpassingen maar tijdelijk gedoe

Ursula en haar theoretici zorgen met hun grootst aangekondigde ‘structurele aanpassingen van de energiemarkt’ voor veel gedoe.


Structureel lijkt voorlopig overigens slechts tijdelijk te zijn: invoering van het prijsplafond moet per 1 december en loopt tot 31 maart 2023.


Documentatie ter onderbouwing van dit artikel

De berekeningen voor dit artikel kun je hieronder downloaden.

Rekenvoorbeeld
.xlsx
Download XLSX • 5.20MB

Het schrijven van de Europese Commissie kun je hieronder downloaden.


COM_2022_473_1_EN_ACT_part1_v7
.pdf
Download PDF • 409KB

689 weergaven1 opmerking

Recente blogposts

Alles weergeven