Direct naar inhoud

‘Winter is coming’: pas de gascontracten alvast aan

Geplaatst in sectie:
Geschreven door:
Gepubliceerd op: 20 september 2021

De kans is groot dat er een barre winter voor de deur staat, althans, wat de gasmarkt betreft. Zoals Jilles van den Beukel uiteenzet dreigt er een structureel tekort. De gasopslagen zijn momenteel bijzonder slecht gevuld en bij de huidige hoge marktprijzen valt niet te verwachten dat de achterstand in vullingsgraad wordt ingelopen. Maar die prijzen van ruim €65 per MWh mogen nu hoog lijken, over enkele maanden zou kunnen blijken dat het toch een goed koopmoment was. Dan zou ook kunnen blijken dat diverse partijen, ondanks alle voortekenen van mogelijke krapte, toch onvoldoende voorbereid de winter zijn ingegaan. Daarom doen energieleveranciers, handelaren, shippers en grootverbruikers er goed aan om te bezien waar in de keten flexibiliteit aanwezig is.

Sjak Lomme. (Foto: SL)

Het leveringscontract en bijbehorende beslis- en autorisatiestructuur is een belangrijk obstakel bij het ontsluiten van flexibiliteit. Dat bleek al in zomer van 2003, met hitte, droogte en lage waterstanden in de rivieren waardoor elektriciteitscentrales vanwege koelwaterlozingen niet de volle capaciteit konden benutten. Toch kwam het voor menigeen als verrassing dat in augustus 2003 vanwege de koelwaterbeperkingen code rood werd afgeroepen. De dag-vooruitprijzen gingen door het dak: € 2.000 per MWh.

Opvallend aan die gebeurtenissen was het onvermogen van partijen om er adequaat op te reageren. Grootverbruikers die hun leverancier belden met het aanbod dat ze voor een gepaste vergoeding bereid waren wel wat minder stroom af te nemen, kregen van hun accountmanager te horen dat niet van het leveringscontract kon worden afgeweken. Diezelfde boodschap ontvingen partijen die bereid en in staat waren om meer elektriciteit te produceren, bijvoorbeeld door de noodstroomvoorziening te gebruiken. Dat is relatief dure stroom, maar een koopje ten opzichte van de APX- en onbalansprijzen destijds.

Markttechnisch gezien zouden verbruikers eigenlijk hun elektriciteit en gas op de korte-termijnmarkt moeten inkopen en eventuele behoefte aan prijszekerheid op de financiële markt regelen. Immers, door blootgesteld te zijn aan de kortetermijnmarktprijzen, heeft een verbruiker rechtstreeks profijt van minder afnemen als prijzen hoog zijn en vice versa.

De wijziging van Wet verbod op kolen bij elektriciteitsproductie nog maar even aanhouden?

Op 28 juli publiceerde de regering de wetswijziging van de Wet verbod op kolen bij elektriciteitsproductie in de Staatscourant. Met de wijziging wil de regering de koleninzet in de jaren tot en met 2024 beperken tot 35% van ‘vollast’. In het kader van ‘Urgenda-maatregelen’ wordt zodoende op korte termijn de uitstoot van fossiele CO₂ beperkt. Het Koninklijk Besluit nodig om de wetswijziging in werking te laten treden, is echter nog niet gepubliceerd. Er loopt namelijk nog een discussie over de schadevergoeding voor de producenten.

Door de snelle stijging van de marktprijzen voor CO₂-emissierechten, leek die schade mee te vallen, maar de nog veel snellere stijging van de gasprijzen laat dat verhaal kantelen. Ondanks de hoge CO₂-prijs is de inzet van kolencentrales financieel aantrekkelijker dan de inzet van gascentrales. Daar komen de zorgen over de leveringszekerheid van de gasvoorziening nog bij. Hoewel momenteel de gasprijzen voor levering in 2023 en 2024 nog niet uitzonderlijk hoog zijn, kan dat snel veranderen. Als dat gebeurt, kan het heel wel zijn dat de kolen/biomassacentrales nodig zijn om problemen op de elektriciteitsmarkt te voorkomen. Het valt daarom te overwegen om de wetswijziging nog even aan te houden.

Helaas ligt dat organisatorisch anders. Financiële transacties worden boekhoudkundig anders behandeld dan fysieke inkoop en reageren op marktprijzen vereist het organiseren van het nemen en autoriseren van beslissingen om in het primaire productieproces in te grijpen. Een eenvoudigere manier om een bepaald niveau van prijszekerheid met behoud van flexibiliteit te regelen, is door in inkoopcontracten dag- of uurprijzen te hanteren voor volumes in zoverre die afwijken van volumes waarvoor termijnprijzen zijn vastgezet. Maar ook dan geldt, dat het benutten van die flexibiliteit wel actief moet worden nagestreefd, wat niet altijd het geval is.

Met het oog op de komende winter zouden leveranciers en grootverbruikers hun contracten tegen het licht moeten houden om te bezien of aanpassingen wenselijk zijn. Dat geldt ook voor partijen die een vaste prijs hebben vastgelegd en er daarom vanuit gaan dat ze geen risico lopen. Op de eerste plaats omdat er altijd het risico bestaat dat de leverancier failliet gaat (zie kader onderaan) en op de tweede plaats omdat er een koek is die verdeeld kan worden. (In noodsituaties kan bovendien GTS ingrijpen en afname van gas vanuit het landelijke net blokkeren.)

Hoe groot die koek is hangt af van de toegevoegde waarde van de gasinzet en de mogelijkheden om de gasinzet te verminderen. Stel dat in een productieproces bij een gasprijs boven €50 per MWh verlies wordt geleden en dat deze gasverbruiker in staat is om de productie stil te leggen. Stel verder dat het gas is ingekocht voor € 25 per MWh en dat de spotprijs € 200 per MWh bedraagt. Een organisatie die draait op de automatische piloot prijst zich dan gelukkig met de gunstige inkoop en gaat rustig door met gasverbruik. Een alerte organisatie daarentegen belt de leverancier en biedt aan om het gas denkbeeldig terug te verkopen voor een prijs tussen 100 en 200 €/MWh zodat zowel de afnemer als de leverancier aan de transactie verdient, dan wel bespaart. Uiteraard werkt dit alleen als ook de leverancier bereid en in staat is om adequaat op het aanbod te reageren. Om zo’n onderhandeling snel en efficiënt te laten verlopen, zouden partijen de contracten alvast aan kunnen passen en hun organisaties voorbereiden op het nemen van marktprijs gedreven ingrepen in administratie– en productieprocessen.

Tijd om de regeling noodleverancier af te stoffen?

Bij gasprijzen die drie tot vier keer hoger liggen dan luttele maanden geleden, is het niet ondenkbeeldig dat leveranciers zich aan de gasprijzen vertillen. Vooral leveranciers die meer gas op termijn hebben verkocht dan ingekocht, kunnen bij de huidige korte termijn marktprijzen snel leeglopen. Afnemers met vaste prijs inkoopcontracten moeten zich dus niet te snel rijk rekenen, want als de leverancier omvalt, krijgen ze toch de hoge marktprijzen voor de kiezen.

Als een leverancier aan kleinverbruikers (=vergunninghouder) omvalt, dan treedt een procedure in werking die gericht is op een zo ordentelijk mogelijke overdracht van de klanten aan andere vergunninghouders. Bij voorkeur via een overname van de falende leverancier of de klantenportefeuille. Als dat niet lukt, volgt gedwongen verdeling van de portefeuille over actieve vergunninghouders. Die ontvangende vergunninghouders moeten de klanten accepteren tegen de voorwaarden en tarieven die ze op dat moment hanteren. Normaliter zou dat weinig problemen moeten opleveren, maar als gasprijzen vele procenten per dag stijgen, dan kan het zijn dat een vergunninghouder plots een grote groep nieuwe klanten moet gaan beleveren tegen tarieven die in feite achterhaald zijn. In het ergste geval treedt dan een domino-effect op, tenzij ACM meegaand is als leveranciers hun tarieven aan de marktomstandigheden aanpassen.

Voor (leveranciers aan) niet-beschermde kleinverbruikers en grootverbruikers gelden conform de Transportcode andere procedures dan voor vergunninghouders. Als een leverancier in surseance van betaling terecht komt of failliet gaat, dan neemt de programmaverantwoordelijke partij die in het aansluitingen register vermeldt staat, automatisch de rol van de leverancier over. Daarbij mag die PV-partij eigen voorwaarden en tarieven hanteren, mits die redelijk zijn. Gaat een PV-partij failliet, dan dienen de leveranciers en grootverbruikers die met die PV-partij werken, onverwijld een andere PV-partij te selecteren. Als ze dat niet doen of als er te weinig tijd is, dan volgt gedwongen herverdeling over de overige PV-partijen, pro rata hun gecontracteerde exit-capaciteit. Anders dan in de Netcode Elektriciteit, ontbreekt in de Transportcode Gas LNB een beperking voor de tarieven die de nieuwe PV-partij/toeleverancier mag hanteren. Dat verkleint de kans op een domino-effect van omvallende PV-partijen, maar heeft dus wel tot gevolg dat herverdeelde grootverbruikers/leveranciers, zeer waarschijnlijk onmiddellijk de hoofdprijs moeten betalen.