LI-62B01EBEECF13 LI-62B01EBEECF13
 

Storm Corrie laat vier stormvloedkeringen sluiten maar negatieve prijzen blijven uit. Hoe kan dat?

Er is voor vandaag, maandag 31 januari 2022, een zeer zware storm, Corrie, voorspeld. In de vorige drie jaren garandeerden dit soort voorspellingen negatieve uurprijzen op de EPEX-Spot Day-Ahead.


De laatste keer dat vorig jaar negatieve uurprijzen voorkwamen, was op 3 oktober. Ook toen was er storm voorspeld en waren er negatieve uurprijzen op de EPEX-Spot Day-Ahead.

Dit jaar hadden we op 3 januari 2022 al de eerste negatieve uurprijzen van het jaar. Niet eerder zijn negatieve uurprijzen zo vroeg in het jaar voorgekomen. In de Stratergy-column Wind duwt elektriciteitsprijs omlaag en verdienmodel batterijen in de rug kun je hier meer over lezen.


Vandaag zijn er dus geen negatieve uurprijzen op de EPEX-Spot Day-Ahead-markt terwijl deze er wel waren tijdens alle keren dat in de drie voorgaande jaren storm werd voorspeld. Hoe kan dat?


Duurzame elektriciteitsproductie

De verwachte productie uit zon en wind voor 3 oktober 2021 was in totaal slechts 52,3 GWh. Voor 3 januari werd voorspeld dat de totale dagproductie uit zon, wind-op-land en wind-op-zee in Nederland zou oplopen naar in totaal 130,7 GWh. Voor 31 januari is voorspeld dat de dagproductie oploopt naar 144,6 GWh. Dit is dus bijna 11% meer duurzame opwek dan op 3 januari en bijna drie keer zoveel als op 3 oktober vorig jaar. Hieronder wordt de verwachte productie (generation) van zon, wind-op-land en wind-op-zee in vermogen in MW per ISP (kwartier) weergegeven voor de drie betreffende dagen.


Vraag naar elektriciteit

Prijsvorming gaat uiteraard niet alleen om (duurzame) productie, ook om vraag. Het verwachte verbruik voor 3 oktober 2021 was 252,3 GWh. Achteraf blijkt het verbruik die dag 273 GWh te zijn geweest. Voor 3 januari werd voorspeld dat het totale elektriciteitsverbruik 325,7 GWh zou zijn. In werkelijkheid bleek dit 298,9 GWh te zijn. Voor vandaag, 31 januari 2022, wordt voorspeld dat het verbruik 347,5 GWh zal zijn.


Om de verschillen in verwacht verbruik in perspectief te plaatsen: 3 oktober 2021 is een zondag en 3 januari dit jaar was de eerste officiële werkdag in 2022 maar zat een groot van de bedrijvigheid nog wel in lockdown. Vandaag is eindelijk weer eens een ‘normale’ werkdag, waarbij ik voor het gemak even voorbij ga dat nog steeds veel maatregelen gelden zoals sluitingstijden en bezoekersaantallen.


Hieronder wordt het verwachte elektriciteitsverbruik (de load) van 3 oktober 2021 en 3 en 31 januari 2022 in MW per ISP (kwartier) weergegeven.


De grafiek laat duidelijk zien dat 3 oktober 2021 afwijkt van de twee andere dagen doordat dit een zondag is. Het vakantie- c.q. lockdowneffect tussen 3 en 31 januari is eveneens waarneembaar.


EPEX-Spot Day-Ahead-uurprijzen

Onderstaande grafiek toont de EPEX-Spot Day-Ahead-uurprijzen van 3 oktober 2021 en 3 januari en 31 januari 2022.


Een aantal zaken valt op. Vanavond tussen 18:00 en 20:00 ontlopen de uurprijzen die van 3 januari nauwelijks en tussen 10:00 en 14:00 ontlopen de uurprijzen die van 3 oktober nauwelijks. Tevens valt op dat de prijzen voor de nachtelijke uren van 3 oktober en 3 januari nagenoeg gelijk zijn en flink afwijken van die van vannacht.


Analyseren

Wanneer de netto loads (lees: de load forecast minus de generation forecasts van zon en wind) worden vergeleken met de EPEX-Spot Day-Ahead-uurprijzen, ontstaat het volgende beeld:

Het vergt een geoefend oog, maar de patronen zijn voor die ogen goed herkenbaar.


Uitleg prijsvorming

Met een meer diepgaande analyse kun je de merit order herleiden van de verschillende opwekinstallaties in Nederland. Hiervoor is wel wat extra uitleg nodig.


Lezers die actief zijn in de energiemarkt, weten ongetwijfeld hoe de EPEX-Spot Day-Ahead-prijzen tot stand komen. Degenen die dit niet weten, kunnen de Whitepaper Energiemarkt in vogelvlucht van Agro Energy eens lezen. Hierin wordt eenvoudig uitgelegd hoe de uurprijzen tot stand komen. De tekst hieronder tot en met de grafiek komt uit deze whitepaper.


De grafiek hieronder geeft een voorbeeld van de vraag- en aanbodcurve op een uur (verticaal is prijs, horizontaal is vermogen). Er wordt ruim 4.000 MW gesetteld tegen 35,05 euro/MWh. Opvallend veel volume wordt gevraagd tegen de maximale prijs. Gemiddeld wordt er ongeveer 4.000 MWh per uur gematcht. Het minimum ligt rond de 1.700 MWh, en het maximum rond de 7.100 MWh.

Fossiele brandstoffen en CO2-uitstoot bepalen de elektriciteitsprijs

Waar het op neer komt, is dat de uurprijs niet wordt bepaald door de hoeveelheid zonne-of windenergie op een dag, maar door de combinatie van vraag en (al dan niet) hernieuwbare opwek.


De uurprijs op de EPEX-Spot Day-Ahead wordt bepaald door het type opwek dat ‘de laatste MWh’ levert die gevraagd wordt. Alle producten van elektriciteit bieden hun vermogen aan tegen een door hen gewenste c.q. kostprijs. De goedkoopste komt als eerste en de duurste als laatste. De prijs waartegen de totale vraag wordt gematched, is de uurprijs die voor de volledig vraag, en dus het totaal aangeboden volume tot dat punt, geldt. Elektriciteit uit zon en wind wordt opgewekt zonder inkoopkosten en stoten bij de opwekking geen CO2 uit. Deze hernieuwbare en schone elektriciteit wordt daarom altijd goedkoop aangeboden. Elektriciteit uit kolen-, gas- en kerncentrales genereren wel inkoopkosten en kolen- en gascentrales moeten hun CO2-uitstoot compenseren.


Wanneer we naar de kostprijs van fossiele elektriciteit kijken, zien we dat de TTF-prijs voor gas op 2 oktober ongeveer € 97,- per MWh was, op 2 januari ongeveer € 80,- per MWh en op 30 januari ongeveer € 92,- per MWh. De kolenprijzen op die data waren respectievelijk ongeveer $ 233,-, $ 120,-, en $ 167,- per ton. De prijs voor emissierechten is in deze periode alleen maar gestegen, van respectievelijk ongeveer € 63,- per ton naar € 85,- per ton en nu zelfs € 90,- per ton.


Niet de energietransitie maar de afhankelijkheid van fossiele energie zorgt voor hoge prijzen

Hoewel kolen en gas nu dus wel goedkoper zijn dan op 3 oktober vorig jaar, zorgt de bijna 40% hogere vraag naar elektriciteit voor veel hogere elektriciteitsprijzen en zijn er vandaag geen negatieve uurprijzen, ondanks het relatief hoge aandeel duurzame elektriciteit. Op 3 oktober 2021 was het aandeel duurzame elektriciteit uit zon en wind slechts 21% terwijl dit aandeel op 3 januari 40% was en vandaag is dit aandeel dankzij storm Corrie zelfs 42%.


Het is dan ook niet zo dat duurzame energieproductie leidt tot hoge elektriciteitsprijzen. Het zijn de productiemiddelen met hoge brandstofkosten, zoals gas en kolen, die de hoge elektriciteitsprijzen veroorzaken.


Als gevolg van de huidige prijsmethodiek, zullen uurprijzen in de toekomst nog steeds hoog zijn wanneer we niet alles opwekken met hernieuwbare bronnen in die uren de marginale kosten van de andere opwekkers hoog zijn. Ook wanneer dit slechts die laatste MW is om de vraag volledig te dekken.

1.004 weergaven0 opmerkingen