Direct naar inhoud

How low can we go? — artikel bevat een betaalmuur

Dit artikel heeft een betaalde toegangsblokkering, wat betekent dat een deel van de inhoud pas kan worden gelezen als u bent ingelogd en een geldig abonnement heeft.

Geplaatst in sectie:
Gepubliceerd op: 12 juni 2023

De afgelopen weken werd wederom record na record verbroken op de elektriciteitsmarkt. Alleen ditmaal niet met prijspieken, maar met diepterecords. De Nederlandse day-ahead prijs bereikte voor uur 14 van zondag 28 mei het laagste punt ooit: € -400 per MWh. In een eerder Trilemma-artikel werd vooruit gekeken naar het effect van hoge prijzen, nu is het tijd om de andere kant te beschouwen. Wat is er aan de hand? En tot hoever kan de prijs eigenlijk dalen? En zijn deze lage prijzen eigenlijk goed of slecht nieuws, en wat kan of moet eraan worden gedaan?

In Energeia’s wekelijkse stemming stond het al: het pinksterweekeinde kwam dit jaar met ongekend lage elektriciteitsprijzen. Nooit eerder was de prijs op de day-aheadmarkt zo laag als zondag 28 mei tussen 14.00 uur en 15.00 uur, toen partijen €-400 per MWh betaald kregen om elektriciteit af te nemen. In totaal telde het pinksterweekend maar liefst negentien uren met negatieve prijzen.

Sla ingesloten LocalFocus-inhoud over
Ingesloten LocalFocus-inhoud overgeslagen

Maar de negatieve prijzen tijdens Pinksteren waren zeker geen uitzondering. 2023 telde tot en met 29 mei al 102 uren met een negatieve prijs op de day-aheadmarkt, waarmee het vorige record van 97 uren met negatieve prijzen uit 2020 is verbroken. En dan moet de zomer nog beginnen, dus er liggen nog veel meer negatieve prijzen dit jaar in het verschiet.

(Bron: Martien Visser op Twitter)
(Bron: Tibber)

Sinds 2020 zijn negatieve prijzen gemeengoed geworden op de Nederlandse day-ahead markt, maar toen bleef het vaak nog beperkt tot enkele euro’s negatief met soms een enkele uitschieter tot €-80 per MWh. Maar dit jaar zijn de prijzen soms diep negatief. Zo negatief zelfs, dat ook inclusief energiebelasting en opslagen de prijs voor kleinverbruikers met een dynamisch tarief flink negatief was en huishoudens dus geld konden verdienen aan elektriciteit verbruiken.

Tot hoever kan de prijs dalen?

Sla ingesloten LocalFocus-inhoud over
Ingesloten LocalFocus-inhoud overgeslagen

Ten opzichte van oktober 2021 is de maximumprijs voor de day-aheadmarkt gestegen van €3.000 per MWh naar €4.000 per MWh. Dit komt omdat op 3 april 2022 in Frankrijk voor twee uren een prijs van bijna €3.000 werd bereikt, waarmee deze automatische verhoging werd getriggerd.

Het zag er zelfs een tijdje naar uit dat de maximumprijs door zou stijgen naar €5.000 per MWh, omdat op 16 augustus 2022 in de Baltische staten de bijgestelde maximumprijs van €4.000 per MWh werd bereikt. Deze aanpassing is echter nooit doorgevoerd. Op dat moment zat de markt op de top van de hoge elektriciteitsprijzen en waren er al serieuze liquiditeitsproblemen bij marktpartijen. Het verhogen van de maximumprijs werd in die context gezien als te risicovol want dan zouden handelaren nog meer financiële zekerheden (collateral) moeten verstrekken om te kunnen handelen. En bij nader inzien bleken de regels voor aanpassing van de maximumprijs ook wel erg rigide. Met de nieuwe inzichten zijn de regels aangepast en afgelopen januari in werking getreden (zie kader).

Een groot verschil ten opzichte van de oude methodologie, is dat sinds de wijziging van de regels ook de minimumprijs voor de georganiseerde day-aheadmarkt kan worden aangepast. Concreet betekent het dat als op minimaal twee dagen in een periode van dertig dagen de prijs ergens in Europa onder de triggerwaarde van €-350 per MWh (zijnde 70% van de huidige minimumprijs) zakt, de minimumprijs zal worden bijgesteld naar €-600 per MWh. Op 28 mei zat de prijs met €-400 per MWh al onder de triggerwaarde, dus als de prijs voor 27 juni nog een keer ergens in Europa onder de €-350 per MWh duikt dan wordt een aanpassing van de minimale prijs getriggerd.

Aangepaste methodologie voor minimum- en maximumprijzen voor elektriciteit

Om een bijstelling van de maximale prijs naar €5.000 per MWh te voorkomen, hebben de Nemo’s (de energiebeurzen die de pan-Europese marktkoppeling uitvoeren) medio september een aanpassing van de methodologieën voor de Harmonised Maximum and Minimum Clearing Price (HMMCP) voor de day-aheadmarkt (SDAC) en de intradaymarkt (SIDC) voorgesteld. Acer heeft de nieuwe methodologie in januari 2023 is vastgesteld.

Het voornaamste doel van de nieuwe methodologie is om tot een minder rigide en meer geleidelijke aanpassing van de minimale en maximale prijs te komen dan de oude methodologie. Voor de day-aheadmarkt zijn de grootste verschillen dat:

• de drempel voor de trigger ligt nu op 70% (in plaats van voorheen 60%) van de minimale/maximale prijs, en op tenminste twee dagen in een periode van dertig dagen (in plaats van slechts één uur);

• er geen tussentijdse trigger meer mogelijk is in de transitieperiode totdat de nieuwe minimale/maximale prijs is geïmplementeerd;

• de maximale prijs met stappen van €500 per MWh wordt verhoogd (voorheen €1.000);

• de minimale prijs met stappen van € -100 per MWh wordt aangepast (voorheen geen aanpassing van de minimale prijs mogelijk).

Voor de intradaymarkt zijn de wijzigingen vrij beperkt tot het opnemen van regels voor wijzigingen van de minimum- en maximumprijs voor de toekomstige intradayveilingen, die zijn gebaseerd op de regels van de day-aheadmarkt.

De oorzaak: een tekort aan flexibiliteit?

Er is al veel geschreven over de oorzaken van deze negatieve prijzen. In principe ontstaat er een negatieve prijs als het potentiële aanbod fors groter is dan de potentiële vraag, waarbij producenten (of hun afnemers) vervolgens bereid zijn om te betalen om de geproduceerde elektriciteit af te zetten. En hoe hoger de nood om elektriciteit kwijt te raken, hoe lager de prijs.

Vaak wordt een negatieve prijs ook beschouwd als een tekort aan flexibiliteit. Op die stelling is echter wel het een en ander aan te merken. De marktprijzen wijzen er inderdaad op dat er een tekort is aan flexibiliteit in de markt om de beschikbare elektriciteit zinvol te kunnen gebruiken. Maar zo lang de markt ‘cleared‘ is er in principe geen fysiek tekort, de prijs is immers de uitkomst van een veiling en daarmee een evenwichtsprijs tussen vraag en aanbod. Er zou in principe ook geen fysiek tekort aan flexibiliteit moeten zijn, want een overschot aan elektriciteit zou altijd opgelost moeten kunnen worden door overtollige productie af te schakelen. Alleen als dat niet gebeurt – hoe laag de prijs ook zou mogen worden- dan ontstaat er een fysiek probleem.

Dus in afwachting van de ontwikkeling van zinvol gebruik van overschotten/onbenut opwek potentieel -bijvoorbeeld via batterijen en elektrolysers- gaat het er om hoe ervoor te zorgen dat duurzame productie die nu (nog) niet op negatieve prijzen reageert door zichzelf uit te schakelen, dat alsnog wel gaat doen. Dus tot die tijd is curtailment van duurzame stroom het noodzakelijke devies om te voorkomen dat het systeem ontspoort of dat onvrijwillige afschakeling door netbeheerders moet worden uitgevoerd.

Hoewel het feit dat er überhaupt een (diep) negatieve prijs tot stand komt bewijst dat er geen tekort aan fysieke flexibiliteit is, duidt €-400 per MWh er wel op dat er veel ruimte voor verbetering is. Subsidieregelingen zoals salderen van zonne-energie door kleinverbruikers en SDE houden niet, respectievelijk onvoldoende rekening met het optreden van negatieve prijzen en belonen zodoende de productie van duurzame elektriciteit ook op momenten dat die de facto kwalificeert als afval.

Joost Greunsven. (Foto: Babet Hogervorst)

Ook een gereguleerde terugleververgoeding -een veel geopperd alternatief voor salderen- houdt dit probleem in stand. Ernstig is dat dit leidt tot investeringen in installaties die in wezen slecht op de toekomst zijn voorbereid. Miljoenen daken zijn voorzien van zonnepanelen die alleen kunnen worden uitgeschakeld door de spanning te hoog te laten oplopen (wat gevaarlijk is) of door de aardlekschakelaar handmatig om te zetten (wat omslachtig is en de elektronica kan schaden).

Anton Tijdink. (Foto: Babet Hogervorst)

Productiemiddelen met een SDE-beschikking van voor 2015 krijgen in alle gevallen gewoon doorbetaald, wat ook geldt voor relatief kleine installaties met jongere beschikkingen. Grotere installaties met beschikkingen vanaf 2015 worden alleen gekort op de SDE+(+) als er zes of meer aaneengesloten uren met negatieve prijzen zijn. Dat komt vooralsnog dermate weinig voor, dat het vaak niet loont om de contract- en organisatiestructuur in te richten op het kunnen onderbreken van de productie, al moet wel worden opgemerkt dat bij negatieve prijzen die ver onder de maximale SDE-vergoeding liggen er alsnog een prikkel zou moeten zijn om toch maar even niet in te voeden. Hier ligt dus ook een taak voor de overheid: schaf de salderingsregeling af en zorg dat zon op dak op geautomatiseerde wijze op marktprijzen kan gaan reageren en stop met het uitbetalen van SDE in het geval van negatieve prijzen, zelfs als het slechts een enkel uur betreft.

Wie de energietransitie liefheeft, omarmt curtailment

Curtailment is geen zonde. Wat pas echt zonde is, is als partijen nu energieverspillende activiteiten ondernemen -zoals tegelijkertijd de warmtepomp en de airconditioning aanzetten om het stroomverbruik te maximaliseren- omdat ze er met de negatieve prijzen geld aan kunnen verdienen. Onnodig energieverbruik blijft onnodig energieverbruik, ook als het geld oplevert; het is niet iets om trots op te zijn. Voor een duurzaam energiesysteem blijft het noodzakelijk om een prikkel voor minder verbruik te behouden.

Het andere uiterste, elke duurzame kWh zien te benutten om tot nul curtailment te komen, is ook zonde. Want dat vereist extra netinvesteringen om al deze stroom te transporteren en extra investeringen aan verbruikszijde die maar heel weinig gebruikt worden. Dat brengt overbodige kosten met zich mee, en leidt niet tot een kostenefficiënte energietransitie.

Oftewel, curtailment is noodzakelijk in een energiesysteem met een hoog aandeel zon en wind. In een volgend artikel gaan we verder in op hoe groot het overschot in de Nederlandse energiemarkt soms is, welke partijen al wel en nog niet curtailen, en welke elementen in het marktontwerp aangepast kunnen worden zodat overbodige productie bij negatieve day-aheadprijzen zichzelf gaat curtailen.

Joost Greunsven en Anton Tijdink werken beiden bij Tennet. Joost als Lead Market Analysis Nederland en Anton als Electricity Market Developer.