Negatieve stroomprijzen door wind, zon, kernenergie én bruinkool

De afgelopen weken zijn we confronteert met ‘meer dan gratis stroom’. Paasmaandag (13 april) was er zelfs 13 uur achter elkaar sprake van negatieve elektriciteitsprijzen. Hoezo bieden producenten meer stroom aan dan de markt vraagt?

Als producten of diensten waar we normaal goed voor betalen opeens tegen negatieve prijzen van de hand gaan, loopt er iets scheef. Als er iets scheef loopt, zijn zorgen dichtbij. En dan begint het zoeken naar schuldigen al snel.

Enzo Diependaal, energiespecialist en projectmanager bij Interreg NWE, gaf in een mooie serie Tweets een college over de oorzaken van deze negatieve elektriciteitsprijzen en de misverstanden die daarover bestaan. Met toestemming (waarvoor dank!) heb ik de 41 Tweets vertaald en samengevoegd tot de longread hieronder.

Hieronder de verklaring van Enzo Diependaal. Tweets met verduidelijkende media heb ik ingevoegd, dat retweet wel zo makkelijk. 🙂

Een longread over (negatieve) elektriciteitsprijzen

Over dit onderwerp heb ik veel meningen en berichten gezien, zowel goed als fout, vaak bedoeld om een ​​lezer van een specifiek punt te overtuigen (3 voorbeelden hieronder). Ga even goed zitten voor een longread over het beprijzen van energie!

Energie-economie 101: De markt.

Hoe kunnen zowel kerncentrales, wind- en zonneparken als kolencentrales de schuld krijgen van hetzelfde? Zoals in elke markt wordt de elektriciteitsprijs bepaald door vraag en aanbod. Wanneer er elektriciteit nodig is, zouden we in een perfecte wereld bij de goedkoopste leverancier kopen en overgaan op duurdere opties naarmate de vraag stijgt.

Aan de aanbodzijde wordt dit de “merit order” genoemd. Het toont alle energieleveranciers op een markt, gerangschikt naar de kostprijs van de aangeboden elektriciteit. De elektriciteitsmarkt is echter niet zo eenvoudig. Elektriciteit is complexe handelswaar.

Aanbod en vraag naar elektriciteit moeten altijd matchen, anders zouden de lampen thuis bijvoorbeeld steeds dimmen of juist oplichten. In het verleden gebruikten we brandstoffen als kolen en aardgas om elektriciteit ‘in op te slaan’. Met het verstoken van de brandstof volgden we dan simpelweg de vraag. Neemt de vraag toe dan verbranden we wat meer, neemt de vraag af dan knijpen we de brandstoftoevoer.

Variabele hernieuwbare energiebronnen hebben die mogelijkheid niet. Zonne- en windenergie werken als de natuur het toelaat. De energieproductie afremmen als het waait kan maar de productie opvoeren zonder wind gaat niet. Hernieuwbare maar niet variabele energie is er overigens ook, waterkracht en biomassa. Bij deze bronnen is er opslag van energie in de vorm van zwaartekracht (stuwmeren) of brandstof (biomassa).

Als het aanbod stijgt, daalt de prijs bij een gegeven elektriciteitsvraag. Als het aanbod voldoende stijgt, daalt de prijs naar 0 of lager. We zien dit op elektriciteitsmarkten, maar soms ook op markten voor fossiele brandstoffen.

Met de huidige vraagschok blijven oliebronnen produceren, maar niemand heeft zoveel olie nodig. We kunnen de olie opslaan, maar de opslagtanks raken snel vol. Als de opslag vol is en olieputten om een of andere reden niet kunnen stoppen met produceren, kan de exploitant iemand betalen om de olie af te nemen. Negatieve prijzen zijn dan het resultaat.

Nu, met de huidige crisis, staat elektriciteit voor hetzelfde probleem als olie. Fabrieken zijn gesloten en de vraag naar elektriciteit is laag. Omdat enkele elektriciteitsproducenten de productie ondanks de lage prijzen blijkbaar niet (kunnen) staken, dreigt er meer elektriciteitsproductie dan nodig is, waardoor prijzen dalen tot negatieve niveaus.

Energie-economie 201: Marktinflexibiliteit.

De levering en handel in elektriciteit zijn gesplitst. Dit betekent dat elektriciteitsproducenten hun stroom verkopen aan een energieleverancier. De energieleverancier verkoopt de elektriciteit vervolgens aan de gebruiker.

Aangezien energiecentrales en een leverancier in de praktijk tot hetzelfde bedrijf kunnen behoren, zal ik ze voor de eenvoud combineren en vanaf nu spreken over de leverancier. Veel leveranciers en gebruikers beschermen zich tegen dagelijkse prijswijzigingen door al jaren van tevoren afspraken te maken over de (ver)koop van elektriciteit. Dit borgt een redelijk inkomen voor de leveranciers en verlaagt het prijsrisico voor de gebruikers.

Elke dag moet de leverancier de vooraf gecontracteerde hoeveelheid elektriciteit aan de gebruikers leveren. De leverancier hoeft daarvoor echter niet per se gebruik te maken van zijn ‘eigen’ elektriciteitscentrales. Als een concurrerent op dat moment lagere bedrijfskosten heeft, kan de leverancier stroom kopen van de goedkopere elektriciteitscentrale en doorleveren aan de door hem gecontracteerde gebruikers. Het verschil in prijzen is winst voor de leverancier.

Dit principe verzekert dat onder normale bedrijfsomstandigheden de goedkoopste energiecentrales draaien en stroom leveren tegen de laagste prijs voor de markt. De merit order blijft behouden!

Wat gaat er dan mis zodat toch negatieve elektriciteitsprijzen ontstaan?

In een volledig flexibele markt zouden vraag en aanbod altijd gelijk zijn. Sommige centrales kunnen echter niet worden uitgeschakeld. Deze inflexibiliteit kan zijn oorsprong hebben in technische beperkingen of in regelgeving en beleid. Daarin ligt ook de oorsprong van het noemen van negatieve prijzen als argument voor of tegen bepaalde energiebronnen.

Elektriciteitscentrales die ook warmte leveren aan stadswarmtenetten of fabrieken moeten voor die tweede functie te allen tijde in bedrijf zijn. Andere centrales kennen hoge stop- en startkosten en kiezen er daarom voor om een ​​korte periode van niet kostendekkend lage (of negatieve) prijzen voor lief te nemen. Dit laatste is vaak het geval voor kernenergie en kolencentrales.

In een situatie waarin de markt lange periodes van lage prijzen kent, zouden deze energiecentrales de markt alsnog verlaten, omdat de inkomsten zouden dalen tot onhoudbare niveaus. Daarmee zou de merit order zich herschikken en ontstaan wederom de beoogde ideale marktvoorwaarden.

Inflexibele kolen- en kerncentrales kunnen het probleem echter slechts gedeeltelijk verklaren. Wind- en zonneparken hebben bijna geen operationele kosten en verdienen dus zelfs bij de kleinst mogelijke positieve elektriciteitsprijs geld. Als de elektriciteitsprijs negatief is, zouden ook duurzame leveranciers echter gebruikers moeten betalen om de hernieuwbare wind- en zonnestroom af te nemen.

In theorie zijn windturbines en zonnepanelen heel flexibel, je kunt er bij wijze van spreken de stekker uittrekken als de prijzen negatief zijn en als de markt weer aantrekt direct opstarten. Hier zijn het dan ook niet technische beperkingen maar beleidskeuzes die de inflexibiliteit veroorzaken.

Kleinschalige zonnedaken krijgen door de salderingsregeling bijvoorbeeld altijd dezelfde prijs terug voor geleverde elektriciteit, ongeacht de actuele marktprijs. Ook exploitanten van grotere wind- en zonneparken voelen door gegarandeerde subsidies per geleverde kilowattuur een prikkel om te blijven produceren als de kale elektriciteitsprijs negatief is. Dit vermindert kunstmatig de flexibiliteit.

Met de groei van wind- en zonnestroom zonder volledige blootstelling aan de marktprijzen, groeit de inflexibiliteit in de markt. Omdat er nog geen opslag is om overschotten bij negatieve prijzen op te kopen en later bij een betere prijzen weer op de markt te brengen, komen negatieve prijzen daarom nu elk jaar vaker voor. Energieverbruikers die in theorie flexibel zouden kunnen zijn reageren daar vooralsnog nauwelijks op. Negatieve prijzen worden (nog) niet opgevangen door extra consumptie.

Er bestaat (kunstmatige) marktinflexibiliteit die vooral de aanbodzijde beïnvloedt. De oorzaak ligt bij vrijwel alle marktdeelnemers. Ze zijn allemaal om verschillende redenen verantwoordelijk.

Energie-economie 301: De oplossingsrichtingen

De eerste veranderingen in de merit-order kwamen met de introductie van hernieuwbare energie. Variabele hernieuwbare bronnen hebben praktisch geen operationele kosten.

Zonder brandstofkosten maken wind- en zonneparken bij elke marktprijs boven 0 winst. Als het waait en/of zonnig is en de marktprijs is positief, leveren wind-  en zonneparken alles dat ze op dat moment kunnen leveren. Door het merit-ordereffect vallen dan de duurste centrales buiten de boot. In een perfecte wereld zouden de prijzen dalen tot 0. En dus niet verder.

In de niet perfecte, echte wereld, bestaat er inflexibiliteit. Enerzijds vanwege conventionele centrales die de productie niet mogen staken of die in verband met stop- en startkosten negatieve prijzen voor lief nemen, anderzijds vanwege nieuwe leveranciers die door stimulering voor duurzame energie zelfs bij negatieve (spot)marktprijzen nog winst maken.

De merit-order is daarmee nog verder veranderd. Er zijn leveranciers die accepteren dat ze af en toe geld toe geven op de elektriciteit de ze nu eenmaal ‘moeten’ produceren. Dit kan door gebruikers te betalen om de afname te verhogen of door concurrerende leveranciers die wel flexibel zijn te betalen om daar de productie te verlagen. Dit betekent dat de inflexibele centrales een sprong naar voren maken in de merit-order. Zo blijft door de niet-economische herschikking de noodzakelijke fysieke balans tussen productie en afname van elektriciteit wel gehandhaafd.

Let op: Een negatieve positie op de merit order kan natuurlijk slechts voor ‘korte’ tijd worden aangehouden, de leverancier verliest geld. Als het te lang of te vaak gebeurt, wordt de productie alsnog stilgelegd en/of gaat de inflexibele leverancier failliet.

Negatieve prijzen zijn vanuit economisch oogpunt dus niet per se fout. Echter stimuleren ze wel ongewenst gedrag. Enerzijds door het bevorderen van energieverbruik (mogelijk op kosten van de belastingbetaler) of door het afdwingen van een productiestop bij hernieuwbare bronnen, ten gunste van minder duurzame alternatieven.

Voordat ik inga op twee denkbare (vereenvoudigde) oplossingen, onthoudt dat het snijpunt tussen de vraagcurve en de merit-order de spotmarktprijs definieert. Dit is de duurste (of minst negatieve) producent. We kunnen nu onderscheid maken tussen twee situaties waaronder negatieve prijzen ontstaan.

Situatie 1. Conventionele ‘must run’ elektriciteitscentrales (kern- of kolencentrales, of gascentrales met verplichtingen in warmtelevering) voorzien niet in de volledige elektriciteitsvraag. Als er in deze situatie meer wind- en zonnestroom wordt aangeboden dan nodig is, dicteren hernieuwbare bronnen de marktprijs. Die zal nu negatief zijn, vanwege de subsidie die wordt uitgekeerd voor hernieuwbare energie. De simpelste oplossing in deze situatie is nieuw beleid dat aanbieden van hernieuwbare energie bij negatieve prijzen ontmoedigt. De subsidie kan bijvoorbeeld ingetrokken worden bij levering in uren met negatieve marktprijzen. De huidige SDE+ doet dit al bij periodes van negatieve prijzen die 6 uur of langer aanhouden. De inflexibiliteit voor grootschalige wind- en zonprojecten blijft daarmee beperkt tot 6 uur.

Situatie 2. Het aanbod van ‘must run’ elektriciteitscentrales overstijgt de actuele (fysieke) vraag naar elektriciteit. In dit geval dicteren de conventionele producenten de marktprijs, die opnieuw negatief zal zijn. In dit geval zijn technische ingrepen nodig om te voorkomen dat een fysiek overschot ontstaat. Mogelijk kunnen verbruikers het fysieke overschot bijvoorbeeld absorberen. Als dat niet lukt, is gedwongen afregelen van ‘must run’ centrales nodig om de balans op het net te handhaven.

In beide situaties zal de voorgestelde ingreep de merit-order herschikken, tot de marktprijs opnieuw positief is.

Einde vertaling, korte toevoeging: Het ontnemen van subsidie voor hernieuwbare elektriciteit dan wel het geforceerd sluiten van conventionele centrales ‘herstelt’ de markt voor de korte termijn dat anders sprake zou zijn van negatieve prijzen. Daarmee hebben deze ingrepen direct effect maar nadrukkelijk ook impact voor de langere termijn:

Voor hernieuwbare energie: Als het aantal uren met negatieve marktprijzen toeneemt en de opbrengst is voor hernieuwbare productie dan niet langer gegarandeerd, dan heeft dat impact op de investeringsbesluiten voor wind- en zonneparken. Mogelijk besluiten ontwikkelaars om projecten niet, of anders te ontwikkelen. Met een kleiner aansluitvermogen of een accu bijvoorbeeld. Daarmee wordt de markt flexibeler en worden (extra) negatieve prijzen ook in de toekomst voorkomen.

Voor ‘must run’ centrales: Als producenten in de huidige markt besluiten om negatieve prijzen voor lief te nemen, betekent dat dat zij bij geforceerd afregelen meer geld verliezen dan bij doorzetten van de productie. Voor deze producenten kan deze dreiging er in resulteren dat zij besluiten om niet meer, of enkel onder specifieke omstandigheden aan de markt deel te nemen. Ook dit vergroot de flexibiliteit en matigt het optreden van negatieve prijzen op langere termijn.

Kans: Enzo Diependaal zet zijn kennis van de energiewereld graag in voor de voortgang van de energietransitie en wil deze kennis tegelijkertijd nog verder uitdiepen. Liefst in de vorm van een PhD-traject, gericht op geïsoleerde casestudies in energie- en powersystemen. Ken jij een vakgroep die versterking zoekt? Neem contact op met Enzo!

In de laatste tweet in de serie benadrukt Enzo dat deze beschouwing nog steeds een versimpeling van de werkelijkheid is. Energiemarkten en -systemen zijn inderdaad complex, maar dit ‘Twitterdraadje’ geeft een scherpe en heldere inkijk in deze wereld. Mooi werk, volg die man op Twitter!

Now I've tried to simplify. Energy markets and energy systems are complex and I can only do so much on Twitter.

Furthermore, it's late, and I'm not -that- good at simplifying things.

If you have any questions or remarks, please let me know. I'll do my best to help!

— Enzo Diependaal (@EnzoDiependaal) April 14, 2020

Imagecredit: Chris Liverani, via Unsplash Public Domain

• Over
• Laatste berichten

Thijs ten Brinck

Veelschrijvende ingenieur met een brede interesse.
Oprichter WattisDuurzaam en duurzaamheidsadviseur bij We-Boost Transitions.

Laatste berichten van Thijs ten Brinck (alles zien)

• Elektrische vrachtwagen met ruim 400.000 kWh opslagcapaciteit - 22 apr 2024
• Accu met garantie op 100% capaciteit na eerste 5 jaar gebruik - 15 apr 2024
• Windpark, zonnepark en accu delen één netaansluiting in Terneuzen - 15 apr 2024