Energiebedrijven klagen al jaren over de lage marktprijzen. Maar er gloort licht aan het eind van de tunnel. Of misschien volgt gewoon een nieuwe tunnel.
Nul euro subsidie. De aankondiging van het Deense Dong Energy en het Duitse EnBW dat ze een windmolenpark op zee zouden bouwen zonder ondersteuning, veroorzaakte flink wat deining in energieland. Net als elders greep de Belgische overheid de deal aan om de subsidies voor de nog te bouwen zeewindparken terug te schroeven, terwijl de parkbouwers vooral wezen op de verschillen.
Eigenlijk gaan Dong en EnBW er vooral van uit dat de marktprijs voor elektriciteit de komende jaren zal stijgen. Ze zijn niet de enige. Het adviesbureau Energy Brainpool bijvoorbeeld verwacht dat een windmolen 53 euro per megawattuur verdient in 2025, een bedrag dat tegen 2035 stijgt naar 76 euro per MWh. Ook het Duitse energiebedrijf RWE stelt in een recent rapport dat de marktprijzen stijgen vanaf 2019-2020. De Duitse productieoverschotten zullen in die periode omslaan in tekorten door de aangekondigde sluiting van de kerncentrales en enkele kolencentrales, terwijl van vervanging amper sprake lijkt. RWE heeft sinds 2012 voor liefst 11,5 gigawatt productie-installaties stopgezet of in reserve geplaatst.
Ook de energie-expert André Jurres ziet de energieprijzen stijgen de komende jaren. “Of die stijging stabiel zal zijn, is een ander verhaal. Hoe meer hernieuwbare energie er is, hoe meer de prijs zal schommelen. Momenten van overproductie en van te weinig productie zullen elkaar opvolgen. Maar een prijsstijging is gewoon nodig”, argumenteert hij. “Er is nog niets geïnvesteerd in centrales die een stabiele energiebevoorrading garanderen. Dat is wat de grootverbruikers nodig hebben.”
Dat zo weinig is geïnvesteerd, heeft verschillende oorzaken. De aanhoudende onzekerheid over de kernuitstap is er een van. Ook de marktprijzen spelen een rol. Die zijn al jaren vrij laag, rond 35 euro. In 2008 piekten ze nog rond 100 euro, in 2011 schommelden ze tussen 50 en 60 euro. Toch zijn ze niet historisch laag: ook in 2004 jojode de prijs van een megawattuur elektriciteit tussen 30 en 40 euro. Al waren de marktomstandigheden uiteraard anders, met veel minder hernieuwbare energie in het systeem.
Onzekerheden
Hoe fel de prijzen stijgen, is een ander paar mouwen. Er zijn veel onzekerheden, stelt Johan Albrecht, energie- en klimaateconoom van de UGent. Een eerste is de vraag. “Iedereen verwacht dat de vraag naar elektriciteit stijgt. Maar als de elektrische wagen niet doorbreekt, blijft die misschien stabiel. In Duitsland is ze de jongste jaren zelfs gedaald, door de economische crisis, de verhuizing van productie en het lagere verbruik van particulieren. De meeste EU-lidstaten voeren een ambitieus beleid gericht op energie-efficiëntie. Dat begint vruchten af te werpen. De revolutie van de betaalbare, energiezuinige ledverlichting is pas gestart. En wat zal het effect zijn van vraagsturing?”
Een tweede onbekende is de impact van hernieuwbare energie. Omdat daar geen brandstofkosten zijn, ligt de marginale kostprijs dicht bij het nulpunt. Dat drukt de groothandelsprijzen. Zeker is dat er in 2025 en 2030 meer zonnepanelen en windmolens zullen staan dan nu. De vraag is of het groeitempo nog wordt opgedreven, onder meer doordat zonnepanelen nog goedkoper worden. Of stabiliseert de groei, omdat de beste locaties voor windenergie al zijn ingenomen?
Ten derde hebben landen nadrukkelijk gezegd dat ze hun kerncentrales (Duitsland, België) of oude kolencentrales (Nederland, het Verenigd Koninkrijk, Duitsland) zullen uitdoven. Frankrijk overweegt dan weer een deel van zijn nucleaire capaciteit te vervangen door gascentrales. Bovendien woedt bij onze oosterburen ook nog het debat of naast de bruinkoolcentrales ook de kolencentrales niet vroeger op de schop moeten, al heeft de regering daar nog geen beslissing over genomen.
Ten vierde is er de CO2-prijs, het tarief dat ondernemingen en energiebedrijven moeten betalen per ton CO2 die ze uitstoten. De Europese Unie wil die opkrikken van 5 tot 8 euro naar minstens 30 euro in 2030. Anderen sluiten een stijging naar 60 euro niet uit.
Ten vijfde komen er nog systeemeffecten bovenop. Een studie van Lion Hirth, de stichter van het Duitse energieadviesbureau Neon, naar de prijsdalingen in Duitsland en Zweden sinds 2008 distilleerde tien factoren. De lagere prijs van steenkool, gas, de CO2-prijs en de impact van meer groene energie in het systeem bleken de belangrijkste remmen op de prijs, terwijl de kernuitstap en de export de prijs het meest verhoogden.
Dat export de kostprijs verhoogt, kan verbazend lijken. In België wordt van meer interconnectie en import net een prijsverlagend effect verwacht. Dat is echter, zeker in een Europese context, lang niet zeker. Eenvoudig gesteld, rekent iedereen op de waterenergie van de Noorse fjorden om het evenwicht op de Europese stroommarkt te verzekeren. Maar die verhoogde vraag naar hun stroom drijft de prijs voor de Noren op. Daardoor zouden ze weleens minder happig kunnen zijn om die evenwichtsrol op zich te nemen.
Hoe duur wordt de stroom?
Albrecht berekende de impact van de sluiting van oude capaciteit (vooral nucleair en steenkool), meer hernieuwbare capaciteit en een hogere CO2-prijs op de marktprijzen in Centraal-West-Europa (zeg maar de Benelux, Duitsland, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk). Dat levert twaalf scenario’s op, die tegen een CO2-prijs van 30 euro in 2030 een marktprijs van 46,8 tot 53,6 euro per megawattuur (uitgedrukt in euro’s van 2017) opleveren. Klimt de CO2-prijs naar 60 euro, dan gaat de stroomprijs naar 58,5 tot 66,8 euro. “Dat verschil is niet zo groot, omdat tegen dan veel van het fossiele kapitaal uit het systeem zal zijn verdwenen. Een hogere CO2-prijs verhoogt wel de rendabiliteit van gascentrales en hun competitiviteit tegenover steenkoolcentrales”, zegt Albrecht.
In scenario’s waarbij alle steen- en bruinkoolcentrales worden gesloten, stijgt de prijs richting 80 en zelfs 107 euro. Alleen klimt dan ook het aantal uren waarin een tekort aan productiecapaciteit dreigt en je dus mogelijk afschakelplannen in werking moet zetten naar 130 tot zelfs 689,9. Onze regering hanteert nu drie zulke uren per jaar als norm. “Die scenario’s zijn politiek niet of zeer moeilijk acceptabel”, stelt Albrecht.
Toch is een gematigde prijsstijging niet noodzakelijk het meest wenselijke scenario. Om investeerders zover te krijgen dat ze geld pompen in de vervanging van ons verouderende productie-apparaat, is meer nodig. Albrecht: “De prijsstijging is wellicht niet groot genoeg om de energiebedrijven te overtuigen. Want de sector heeft zijn lesje geleerd: al wie na 2005 in een gascentrale heeft geïnvesteerd, heeft er zijn broek aan gescheurd. Energieproducenten leefden voor de liberalisering in een soort geleide economie, nu wordt het leven veel riskanter. Wellicht moet je dan naar capaciteitsmechanismes, om de bouw van nieuwe centrales te subsidiëren.”
Ook de federale energieregulator CREG sluit zo’n mechanisme niet uit, als een betrouwbare analyse kan aantonen dat er behoefte is aan grootschalige investeringen. In een studie van juni 2015 analyseerde de CREG de maatregelen die nodig zijn om voldoende bevoorradingszekerheid te waarborgen. Om investeringen aan te trekken, zijn structurele prijspieken nodig. Die ontstaan alleen door structurele schaarste op de markt. Die schaarste is maatschappelijk niet aanvaardbaar en bovendien “zullen de investeringen de schaarste opheffen, waardoor de prijspieken verdwijnen en de investeerder zijn kapitaalkosten niet kan terugverdienen.”
Toch vermoedt Albrecht dat er best een businesscase te maken is voor nieuwe gascentrales. In het boek Energietrilemma, dat hij schreef voor de denktank Itinera en dat deze herfst verschijnt, becijferde hij dat het gemiddelde aantal uren dat een gascentrale draait, fors kan stijgen. Nu draaien die, afhankelijk van de ouderdom, tussen 2 en 25 procent van de tijd. Nieuw te bouwen gascentrales, die na 2025 operationeel worden, zouden kunnen rekenen op 70 tot 87 procent. In een scenario dat er 4000 megawatt aan kernproductie openblijft, daalt de bezettingsgraad tot ongeveer 50 procent.
Alleen gaat die mooie toekomst voor nieuwbouw ten nadele van oudere gascentrales die niet meer competitief zijn. Die zouden hun capaciteitsbenutting zien stijgen van 2 naar 14 à 24 procent, een stijging die niet voldoende is om de uitbaters te overtuigen ze open te houden. Nochtans is er wel behoefte aan die centrales: in alle scenario’s moet er tegen 2025 minstens 1800 megawatt productiecapaciteit bij komen. Albrecht: “Met nieuwe centrales sluit je schaarste en dus hoge prijzen uit. Het alternatief is wél schaarste op de markt te accepteren. In Frankrijk bijvoorbeeld verkopen sommige spelers hun klanten contracten waarbij zij in ruil voor een korting op de factuur een paar keer per jaar zonder stroom kunnen worden gezet. Blijkbaar vinden veel Franse gezinnen dat geen groot probleem.”
Gevolgen
Lage groothandelsprijzen zijn een zegen voor de industrie, maar voor de energiebedrijven, klassieke en hernieuwbare, is het een drama. Nog erger is het voor de consument. Die heeft de jongste jaren zijn factuur alleen maar zien stijgen, terwijl de marktprijzen bodemkoersen bereikten. Want terwijl het aandeel van de energiecomponent op zijn factuur kelderde, nam dat van belastingen en accijnzen, en van de distributie- en transmissietarieven alleen maar toe.
Het is overigens lang niet zeker dat de energiebedrijven zullen profiteren van de hogere prijzen om hun marges te verbeteren. Die zijn de jongste jaren abominabel laag geweest. Albrecht: “Misschien zullen vooral de ICT-bedrijven er wel bij varen. Ik sluit niet uit dat de conventionele spelers erbij winnen, maar er kan net zo goed een beweging komen naar meer intelligente vraagsturing en lokale opslag, of het gebruik van de woning als buffereenheid.”
Ook Jurres ziet de bui al hangen. “Voor die leveranciers die ook productie hebben, zal die prijsverhoging wellicht neerkomen op een grotere marge. Maar ook voor hen is het op termijn slecht nieuws, want als de prijs stijgt, worden zakelijke gebruikers nog kritischer.”
Voor de leveranciers die geen eigen productie hebben, wordt het nog moeilijker, waarschuwt Jurres. “Hun risico vergroot enorm. De elektriciteitsprijs schommelde in 2008 rond 80 à 85 euro. Nu is dat minder dan de helft. Maar als je nu voor pakweg 100 miljoen euro aan stroom koopt, en de prijs verdubbelt, dan verdubbelt ook je risico. Je hebt extra kapitaal nodig, maar wie wil in jou investeren met marges tussen 0,3 en 1 procent?”
“Hoe je moet overleven in een markt met ‘normale’ prijzen, is iets wat veel nieuwkomers nog niet weten. Een stroomprijs van 60 tot 65 euro is de doodsteek voor veel kleine bedrijven, tenzij ze een groot moederbedrijf hebben. Nu zijn er veel spelers die niet al hun volumes afdekken en op de beurs kopen wat ze extra nodig hebben. Als er dan in Noord-Korea of Iran iets gebeurt waardoor de stroomprijs explodeert, is het einde nabij.”
Luc Huysmans
“Een stroomprijs van 60 tot 65 euro is de doodsteek voor veel kleine bedrijven, tenzij ze een groot moederbedrijf hebben” – André Jurres
Het Duitse energiebedrijf RWE gaat er in een recent rapport van uit dat vanaf 2019-2020 de marktprijzen de hoogte in zullen gaan.
“De sector heeft zijn lesje geleerd: al wie na 2005 in een gascentrale heeft geïnvesteerd, heeft er zijn broek aan gescheurd” – Johan Albrecht
Fout opgemerkt of meer nieuws? Meld het hier