De elektriciteitsmarkt werkt een beetje

Stilliggende kerncentrales in Frankrijk en België in combinatie met de eerste winterprikjes zorgen voor hoge prijzen op de elektriciteitsbeurzen. Het licht zal deze winter niet uitgaan, maar op de elektriciteitsmarkt flikkeren veel alarmsignalen.

Exact 678,31 euro. Dat was op maandag 7 november tussen 18 en 19 uur de prijs van een megawattuur elektriciteit op de stroombeurs Belpex. In Frankrijk klom de prijs zelfs tot 874 euro. “Het goede nieuws is: de spotmarkt werkt”, zegt Peter Claes, directeur van de grootverbruikersfederatie Febeliec. “Er is schaarste, dus de prijs stijgt. Dat is nodig om investeerders te lokken.”

Toch is niet iedereen gelukkig met de hoge prijzen. “Iemand moet de factuur betalen”, vindt Annemarie De Vreese, de woordvoerster van de federale energieregulator CREG. In de eerste plaats zijn dat de verbruikers.

Ook de leveranciers juichen niet, want zij moeten zich indekken tegen die prijzen. “Bovendien betekenen pieken van de groothandelsprijs niet automatisch een financiële meevaller voor energieproducenten”, vertelt Nico De Bie, de woordvoerder van EDF Luminus. “We proberen de energiekosten voor onze klanten te beperken. Daarom speculeren we niet met onze productie-eenheden. Zodra we denken dat het rendabel is om een centrale op te starten, doen we dat.”

Dat er toch schaarste is, komt vooral omdat ruim 20 van de 58 Franse kerncentrales stilliggen. In België liggen Doel 3 en Tihange 1 stil. De eerste voor onderhoud, bij de tweede is de heringebruikname uitgesteld van 1 naar 31 december. Tegelijk heerst er Dunkelflaute, een woord dat Claes van onze oosterburen heeft geleend, dat perfect de grijze en windarme periodes van de jongste weken weergeeft. Het gevolg: weinig energieproductie. Daartegenover jaagt de eerste winterprik het verbruik van de particulieren omhoog en is ook de vraag vanuit de industrie gestegen. Dan speelt het normale verhaal van vraag en aanbod.

De meeste experts denken dat de prijzen relatief snel zullen normaliseren. Onafhankelijk energieadviseur Jef Willemsen verwacht een correctie in de loop van de volgende maanden. Als de Franse kerncentrales weer online komen, zullen de prijzen dalen, is de onderliggende redenering. “Al lijken de erg lage prijzen van begin dit jaar wel definitief tot het verleden te behoren.”

Niet-competitieve energie

Het is niet de eerste keer dat zich prijspieken voordoen. Ook vorig jaar was dat het geval. De studie die de CREG daarover in maart publiceerde, concludeerde dat die pieken het gevolg waren van een combinatie van een lagere productie (Doel 3 en Tihange 2 lagen stil), te weinig beschikbare reserveproducten en vooral een beperkte importcapaciteit. Die werd veroorzaakt door niet-competitieve energiestromen. Een klein deel daarvan is stroom die het Belgische net gebruikt, maar alleen op doorreis is.

Het grootste deel zijn loopflows: stromen die ontstaan omdat elektriciteit niet noodzakelijk de kortste weg kiest, maar de weg van de minste weerstand. Dat kan ervoor zorgen dat de stroom zelfs op de netten van buurlanden terechtkomt.

Een voorbeeld is de Duitse hernieuwbare energie. De windenergie uit de Oost- en de Noordzee doet op haar traject naar de grote afnemers in Zuid-Duitsland de netten van Polen, Tsjechië, Hongarije, België en Luxemburg aan, en verplicht de lokale netbeheerders soms centrales af te schakelen om het evenwicht op het net niet in gevaar te brengen.

Euphemia

Er is echter ook onvrede over Euphemia. Dat algoritme – voluit EU+ Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm – wordt door de Europese energiebeurs Epex Spot gebruikt voor de day ahead market,waar energie wordt aangekocht voor gebruik de dag erop. Dat algoritme regelt het matchingproces. Het bepaalt welke aan- en verkooporders worden geaccepteerd en tegen welke prijs de transactie gebeurt. Euphemia, dat nota bene in België werd ontwikkeld, zou de grote landen zoals Frankrijk en Duitsland bevoordelen, omdat een stroomtekort daar zwaardere gevolgen zou hebben.

Dat klopt niet, weet Wolfram Vogel, directeur Public and Regulatory Affairs and Communications van Epex Spot. “Euphemia heeft tot doel de welvaart te maximaliseren. Maar dat gebeurt slechts op voorwaarde dat een aantal netwerk- en marktvoorwaarden worden gerespecteerd, waaronder de capaciteitsbeperkingen voor grensoverschrijdend stroomvervoer. Die worden bepaald door de hoogspanningsnetbeheerders en dagelijks doorgestuurd. Het is dus niet zozeer de grootte van het land, maar wel de beschikbare interconnectiecapaciteit die mee de uitkomst bepaalt.”

De Belgische situatie lijkt die mening te staven, beaamt Elia. Sinds de verbindingen met Nederland zijn verbeterd, liggen de Belgische prijzen opnieuw lager dan de Franse. De grootste congestieproblemen liggen nu op de Frans-Duitse grens.

Energiemarkt

“De energiestromen zijn één aspect van het probleem”, analyseert Luc Sterckx, voorzitter van Febeliec. “Een ander is de energiemarkt zelf en de opkomst van hernieuwbare energie. Zon en wind leveren alleen energie als de zon schijnt of als het waait. Dat leidt tot grotere volatiliteit in de elektriciteitsstromen. Daar zijn onze netten niet op voorzien.”

De gevolgen zijn voelbaar op de Noordwest-Europese elektriciteitsbeurzen. Daar convergeerden de dagprijzen in België en de buurlanden behoorlijk tot 2008-2009. Maar de explosieve groei van de Duitse wind- en zonne-energie ging veel sneller dan de groei van de interconnectiecapaciteit (om stroom over de grenzen te vervoeren).

Zelfs zonder loop flows zijn er beperkingen aan het grensoverschrijdende stroomvervoer. Zo moet Elia veiligheidsmarges inbouwen of kunnen er beperkingen zijn op het binnenlandse net, waardoor de capaciteit niet volledig kan worden benut. Zo waren in de week van 7 november 2016 de loop flows eerder beperkt, berekende Elia. Er was weinig wind. Toch werd de aan de markt beschikbaar gestelde importcapaciteit van 4500 MW slechts gedeeltelijk gebruikt. Het marktevenwicht houdt niet alleen rekening met de transportcapaciteit aan de Belgische grenzen, maar ook met de algemene congestieproblematiek in het Centraal- en West-Europese marktgebied. Mede daardoor lopen de prijzen tussen België, Nederland, Frankrijk en Duitsland sindsdien weer uiteen.

Die congestieproblemen worden nog verergerd door de onzekere productie. Het uitvallen van de ‘scheurtjescentrale’ Doel 3 en Tihange 2 joeg de Belgische prijzen maandenlang de hoogte in. Maar zelfs nu de twee reactoren weer energie leveren, blijven de Franse en Belgische prijzen op de spotmarkten gemiddeld dubbel zo hoog als in Nederland en Duitsland.

Toch verwacht niemand ernstige stroomtekorten deze winter. De hoogspanningsbedrijven volgen de situatie op de voet. Zij worden geconfronteerd met marktmechanismes die er nooit zijn geweest. België is van netto-uitvoerder geëvolueerd naar netto-invoerder. Dat ook Frankrijk zo zwaar moet importeren en er de komende jaren ook in Duitsland bevoorradingsproblemen dreigen, is ongezien.

Onze zuiderburen hebben voor deze winter zelfs een afschakelingsplan geactiveerd, zodat in uiterste nood delen van het land tijdelijk zonder stroom kunnen worden gezet. De situatie in Frankrijk beïnvloedt die in België. Bij een normale winter zullen er geen bevoorradingsproblemen zijn, maar erg streng en langdurig winterweer kan ook hier kopzorgen opleveren.

Vraagsturing

Dat we ons weinig zorgen moeten maken, is vooral te danken aan de levensduurverlenging van de oudste kerncentrales. Dat moet voldoende energieproductiecapaciteit opleveren om de winter door te komen.

Daarom werd voor deze winter geen bijkomende strategische reserve geactiveerd. Dat is een reservepot die bestaat uit productiecentrales die anders zouden sluiten, maar die worden vergoed om tijdens de winter beschikbaar te zijn. Daarnaast werd de reserve aangevuld met demand response: bedrijven en op termijn particulieren die het verbruik van installaties vermeerderen of verminderen, in functie van het evenwicht op het elektriciteitsnet.

Dat er geen extra reserve werd gecontracteerd, wil niet zeggen dat er geen strategische reserve is. Twee gascentrales (van EDF Luminus in Seraing en E.On in Vilvoorde) kregen in 2014 een driejarig contract. In tegenstelling tot de demand response-bedrijven, die toen en vorige winter van Elia telkens een contract voor één jaar kregen.

Het schrappen van de strategische reserve betekent een streep door hun rekening. Enkele klanten hadden al meetapparatuur laten installeren om aan de strategische reserve te kunnen deelnemen. “Dat is zuur. Wij stappen naar een bedrijf met een product om het jaar nadien te moeten zeggen dat het niet meer bestaat”, zegt Cedric De Jonghe, directeur energie van Actility Benelux. “Er moet werk worden gemaakt van een stabiel wettelijk kader. Vraagsturing is een deel van de oplossing, maar het wispelturige beleid is nefast voor investeringen.”

Federaal minister van Energie Marie-Christine Marghem moet voor 15 januari een beslissing nemen over het volume van de strategische reserve. Woordvoerster Ariane van Caloen: “Het doel is van de strategische reserve een soepeler instrument te maken, dat steeds beschikbaar is naargelang van de vereisten.”

Met duidelijke regels krijgen de demand response-bedrijven toegang tot verschillende markten, zodat ze maximaal hun vermogens in de markt kunnen zetten. Zo heeft REstore een contract getekend met de boilerproducent IthoDaalderop om elektrische verwarmingsketels van particulieren in te schakelen in de vraagsturing. Van Caloen: “Flexibiliteit via vraagsturing en opslag zullen samen met de strategische reserve drie van de bouwstenen zijn om de federale energievisie te concretiseren. Daarin moeten hernieuwbare energie, conventionele centrales en import hun steentje bijdragen aan het evenwicht op het net.”

Energiepact

“De hoge prijzen mogen dan wel het signaal zijn dat investeerders nodig hebben, er is ook zeker een stabiel wettelijk kader nodig”, meent Luc Sterckx. Het besef dat er iets moet gebeuren, is doorgedrongen bij de overheden. Momenteel werken de regionale ministers van Energie samen aan hun energiepacten. Als die klaar zijn, moet er volgend jaar een federaal energiepact volgen.

“Er is ook behoefte aan een energienorm”, zegt Sterckx. “Het energiepact betekent weinig als er niet wordt gezegd waartoe het moet leiden. Bijdragen aan een beter klimaat, de bevoorradingszekerheid verhogen en de competitiviteit garanderen. Het is compleet onhoudbaar dat de basisindustrie, die de grootste bijdrage levert aan de handelsbalans, de hoogste elektriciteitsprijzen heeft, zoals studies van Deloitte en PWC aantonen. De energienorm is er om iedereen bij de les te houden.”

Er staan nog ingrijpende veranderingen te gebeuren: België wil tussen 2023 en 2025 zijn zeven kernreactoren sluiten. Hernieuwbare energie zal aan invloed winnen. Door de verhoogde importcapaciteit kan de markt almaar Europeser worden. Claes: “Maar dat kan alleen als er een consistente energiepolitiek is in alle EU-landen. Als Duitsland energie uitvoert tegen 30 tot 50 euro per megawattuur, dan dekt die niet de totale productiekosten. De Duitse hernieuwbare energie heeft in 2015 zo’n 26 miljard euro steun ontvangen, waarmee stroom is geproduceerd die op de markt 1 miljard waard was. Het heeft ook banen gecreëerd, maar het Duitse groene steunbeleid komt bij export neer op subsidies naar het buitenland. Dat is leuk, maar hoelang kan het blijven duren?”