Tot voor enkele maanden was niemand zich bewust van de elektriciteitsmarkten. Stroom was iets dat uit het stopcontact kwam en niet iets dat over een beurs verhandeld werd. Sinds de energiecrisis weet iedereen die er een maandelijkse afrekening voor krijgt, dat elektriciteit een verhandelbaar goed, een product is.
...

Tot voor enkele maanden was niemand zich bewust van de elektriciteitsmarkten. Stroom was iets dat uit het stopcontact kwam en niet iets dat over een beurs verhandeld werd. Sinds de energiecrisis weet iedereen die er een maandelijkse afrekening voor krijgt, dat elektriciteit een verhandelbaar goed, een product is. Men spreekt van dé elektriciteitsprijs en dé elektriciteitsmarkt, maar er is niet zoiets als een enkele markt of een enkele prijs voor stroom. De Europese groothandelsmarkt voor elektriciteit telt verschillende handelskanalen. Een deel van de handel verloopt via een beurs, waar kopers en verkopers elkaar vinden zonder rechtstreeks met elkaar in contact te komen. De voornaamste elektriciteitsbeurs in Europa is de European Energy Exchange EEX. Die is onderdeel van de Duitse beursgroep Deutsche Börse en verzamelt alle nationale elektriciteitsbeurzen, zoals de Belgische, de Franse en de Deense. Die beurs is opgedeeld in een spotmarkt en een futuresmarkt. Op die eerste wordt elektriciteit voor de dag zelf (intraday) of de komende dag (day ahead) verhandeld. De futuresmarkt is een langetermijnbeurs, waar stroomcontracten voor over enkele maanden tot enkele jaren worden verhandeld. Spotprijzen zijn doorgaans hoger dan futuresprijzen, omdat voor die laatste zowel de afnemer als de producent zijn verbruik en productie kan plannen, wat de prijs drukt. Een ander, groot deel van de elektriciteitshandel verloopt via over-the-counter-contracten (OTC). Daar komt geen beurs aan te pas. De producent en de afnemer komen onderling overeen hoeveel stroom tegen welke prijs voor welke periode wordt verkocht. De OTC-prijs van elektriciteit hangt af van de opwekkingsbron en de termijn van het contract. Tot slot verloopt een deel van de handel via power purchase agreements of PPA's. Dat zijn langetermijncontracten die vooral de producenten van hernieuwbare energie afsluiten met hun afnemers. Zo schatten de bouwers van windmolenparken in hoeveel stroom ze jaarlijks zullen opwekken, en verkopen die toekomstige stroom aan elektriciteitsleveranciers als Engie of rechtstreeks aan grote afnemers zoals industriële bedrijven. Hernieuwbare stroom via PPA's is vaak het goedkoopst. Het grootste deel van de elektriciteitshandel loopt via OTC-contracten of PPA's, zegt de energieregulator CREG. Zo werd er vorig jaar in België 84,4 terawattuur (TWh) aan elektriciteit verbruikt. Daarvan werd 23,6 TWh op de spotmarkt verhandeld. De rest waren langetermijncontracten, waarvan het grote deel niet via een beurs verliep. In Europa bedroeg in 2021 het totale handelsvolume 5.197 TWh. Slechts 12 procent daarvan (629 TWh) verliep via de spotmarkten. "Elektriciteitsmarkten zijn anders dan andere markten: de elektriciteit die op een bepaald moment wordt opgewekt, moet op datzelfde moment ook volledig verbruikt worden. Elk moment moet er evenveel productie als afname zijn", verklaart Elias De Keyser, energiespecialist bij Next Kraftwerke, een bedrijf gespecialiseerd in vraag- en aanbodsturing op de energiemarkten. "Daarom zijn er elektriciteitsmarkten die op verschillende tijdshorizonten zo goed mogelijk de vraag en het aanbod op elkaar proberen af te stemmen." "Voor elk uur van de dag bieden producenten voor een bepaalde prijs hun opgewekte vermogen aan. De verbruikers op hun beurt bieden voor elk uur van die dag een bepaalde prijs voor de stroom die ze dan willen afnemen", gaat hij verder. "Daardoor zie je bijvoorbeeld altijd 's morgens en 's avonds een piek in de prijzen, omdat de vraag naar stroom dan het grootst is." Daardoor schommelen de prijzen op dagbasis zo hevig (zie grafiek met prijsevolutie op een week). De prijzen op de langetermijnmarkten schommelen minder, maar zijn, net zoals de spotprijzen, het laatste jaar sterk gestegen. Dat is te wijten aan de rol die de gasprijs speelt op de elektriciteitsmarkten. De gasprijs bepaalt de stroomprijs, omdat gascentrales het sluitstuk vormen van dat vraag-en-aanbodspel, dat uur na uur verandert. Dat gaat als volgt. Op 6 oktober om 8.32 uur bedroeg de vraag naar stroom op de spotmarkt tussen 8 en 9 uur grofweg 1.800 megawattuur en was er een aanbod van 2.200 MWh. De prijs klokte af op 309 euro per MWh. Het aanbod was dus groter dan de vraag. Een eerste blok van bijvoorbeeld 500 MWh kon worden ingevuld met goedkoop geproduceerde wind- en zonne-energie, en het volgende van 1.000 MWh met iets duurdere energie uit kerncentrales. De laatste 300 MWh die nodig was om aan de totale vraag van 1.800 MWh voor dat uur te voldoen, was de duurste, omdat ze uit gascentrales kwam en aardgas momenteel extreem duur is. De prijs van die laatste gascentrale bepaalt ook de prijs die de kerncentrales, wind- en zonneparken voor hun stroom krijgen. Want als die gascentrale op dat moment niet produceert, is er niet genoeg stroom om aan de totale vraag te voldoen en dreigt een stroomtekort. Die gascentrale zal niet tegen een lagere prijs produceren, omdat ze daar dan simpelweg verlies op maakt. Als de goedkopere energiebronnen aan de vraag kunnen voldoen, zal de uiteindelijke prijs lager zijn. Als in het bovenstaande voorbeeld het aanbod nog groter was geweest dan de vraag, zouden de gascentrales uit te boot zijn gevallen. Om te vermijden dat de aardgascentrales verlies maken en uit de markt verdwijnen, worden ze gesubsidieerd door de overheid. Het nadeel is dat daarmee aardgasverbruik gesubsidieerd wordt, terwijl Europa naar een lager verbruik streeft. Een ander prijsvormingsmechanisme zou voor lagere elektriciteitsprijzen kunnen zorgen. Een alternatief is een systeem met een geplafonneerde prijs voor aardgas. Dat systeem combineert bevoorradingszekerheid met een lagere elektriciteitsprijs. De stroomprijs wordt nog altijd bepaald door de aardgascentrales, maar doordat de gasprijs geplafonneerd is, krijgt ook de elektriciteitsprijs een plafond. Dat systeem kan enkel op Europees niveau ingevoerd worden. Spanje en Portugal passen het al toe, maar dat is een uitzondering. Het mag van de Europese Unie, omdat die landen slechts beperkt verbonden zijn met de Europese energiemarkten. Een ander alternatief is lagere aardgasprijzen los te weken bij de belangrijkste Europese gasleveranciers, zoals Noorwegen, Algerije en Qatar. Lagere gasprijzen leiden linea recta tot lagere elektriciteitsprijzen. Heel wat EU-lidstaten denken aan de invoering van een prijsplafond, maar Duitsland is daar tegen uit vrees voor aardgastekorten. Het verlies van het Russische aardgas moet gecompenseerd worden door minder aardgas te verbruiken én door een forse verhoging van de invoer van vloeibaar aardgas (lng). Als Europa te weinig wil betalen, dan varen die lng-schepen het oude continent voorbij naar Aziatische klanten. Toch is er nog wat ruimte om de Europese gasprijzen te verlagen. De prijs in de Europese aardgascontracten wordt jaarlijks geïndexeerd tegen de spotprijzen op de aardgasbeurzen, terwijl de prijs in Aziatische aardgascontracten nog gekoppeld is aan de olieprijzen, die minder snel gestegen zijn. Europa betaalt daarom hogere aardgasprijzen dan Azië. Dat heeft Europa aan zichzelf te wijten. Europese klanten schakelden de voorbij jaren over naar een aardgasindexering, omdat dat toen voordeliger was dan een olie-indexering. Nu is dat omgekeerd. De forse stijging van de groothandelsprijzen van aardgas en elektriciteit sijpelt via variabele contracten door tot bij de gezinnen. Velen kregen al van hun energieleverancier het vriendelijke verzoek hun voorschotten gevoelig te verhogen, om een torenhoge eindfactuur bij de jaarlijkse afrekening te voorkomen. Een aardgascontract kostte een gezin met een doorsneeverbruik in september 5.954 euro op jaarbasis. Voor elektriciteit was dat 3.256 euro per jaar. Voor aardgas gaat het om vervijfvoudiging tegenover begin 2021, voor elektriciteit is een contract vier keer duurder geworden. Die voorschotten zijn echter ook gestegen omdat de leveranciers hun berekeningsmethode aangepast hebben. Voor de energiecrisis berekenden ze de voorschotten op basis van historische energieprijzen, omdat die relatief stabiel bleven. Maar door de forse prijsstijgingen van de voorbije maanden is zo'n historische terugblik nog weinig relevant. "De leveranciers zijn daarom overgeschakeld op een nieuwe berekeningswijze. Ze berekenen de voorschotten nu op basis van de toekomstprijzen voor levering tijdens de volgende maanden", zegt Frédéric Dubois, adviseur van de energiewaakhond CREG. Dat betekent dat de kostprijs van een jaarcontract dat is afgesloten in september, is berekend op basis van de marktprijzen voor levering in de volgende maanden. Die toekomstprijzen waren in september nog bijzonder hoog. Gezinnen kregen de voorbije weken dus een voorschotberekening in de maag gesplitst, gebaseerd op de veronderstelling dat de energieprijzen nog maandenlang op het bijzonder hoge niveau van september zouden blijven hangen. Ongeveer de helft van de gezinnen geniet nog bescherming tegen die forse stijgingen, omdat ze over een contract met een vaste prijs beschikken, maar het aantal vaste contracten daalt gestaag. Tegen maart 2023 zal nog een kwart van de gezinnen er een hebben, stelt de CREG. Intussen bieden de leveranciers geen vaste contracten meer aan. Wie er nog een heeft, moet wanneer dat afloopt, overschakelen op een variabel contract en mag een forse prijsschok verwachten. Vandaag zou het sowieso weinig interessant zijn een vast contract af te sluiten, omdat je op die manier de huidige hoge prijzen voor minstens een jaar zou vastklikken. De leveranciers bieden geen vaste contracten meer aan omdat het te risicovol en te duur voor hen geworden is. Hun klanten kunnen een vast contract relatief snel opzeggen zonder een verbrekingsvergoeding te betalen. De klanten kunnen dus een duur vast contract opzeggen wanneer de prijzen dalen, maar dan blijft de leverancier achter met het dure aardgas dat hij had ingekocht om dat contract te kunnen uitvoeren. De CREG pleit er daarom voor opnieuw een verbrekingsvergoeding in te voeren, zodat de leveranciers weer bereid worden vaste contracten aan te bieden.