Gaat het prijsplafond voor elektriciteit naar €5.000/MWh?
Dit artikel verscheen eerder op het Engelstalige blog van Boerman.dev en is met toestemming vertaald en overgenomen.
Gastbijdrage: Op woensdag 17 augustus 2022 bereikte de dagvooruitmarkt (day-ahead) voor elektriciteit in de Baltische regio het toenmalige prijsplafond van €4000 per megawattuur (MWh). Frank Boerman, naast zijn werk bij netbeheerder TenneT in zijn vrije tijd actief als publicist over de energiemarkt, beschrijft een mogelijke oorzaak van deze prijspiek.
Tussen 17.00 en 18.00 uur bereikte de prijs voor Estland, Letland en Litouwen tegelijkertijd het dan actieve prijsplafond van €4000/MWh.
Interessant aan deze gebeurtenis is het patroon van de uren voor en na deze plotselinge stijging, zoals weergegeven in Figuur 1 hieronder. Van het ene uur op het andere (16:00 tot 17:00 uur) is er een plotselinge sterke stijging van de prijs. Daarna volgt een forse daling (van 17.00 uur tot 18.00 uur) terug naar exact hetzelfde niveau. Welke factoren kunnen deze beweging verklaren? Wat was er zo anders op dit specifieke uur waarop het prijsplafond is bereikt?
Figuur 1: Day Ahead-prijzen voor de incidentdag voor de Baltische regio.
Intermezzo: Het prijsplafond op de day-ahead elektriciteitsmarkt
Hoewel de day-ahead (DA of spot) marktprijzen in 2022 in heel Europa voortdurend hoog zijn geweest in vergelijking met het jaar ervoor, is het nog steeds uitzonderlijk om het prijsplafond te bereiken. Maar wat is dit prijsplafond precies?
Om enige algoritmische prijsbeperking te hebben, kennen marktbiedingen in day-ahead een limiet. Dit mechanisme werkt ook als een noodstop om extreme situaties te kalmeren. Aandelenmarkten kennen vergelijkbare mechanismen, maar met een veel kortere tijdspanne. Begin 2022 bedroeg het prijsplafond €3000/MWh. Europese regelgeving bepaalt echter dat als de DA-prijs ergens in ons marktgebied (SDAC) meer dan 60% van het huidige prijsplafond bereikt, automatisch een verhoging met €1000/MWh wordt toegepast. De verhoging wordt 5 weken na de prijspiek van kracht en is daarna permanent.
Zo’n prijspiek vond eerder dit jaar ook al plaats, op 4 april 2022 in Frankrijk. Op 17 augustus bedroeg het plafond dus €4000/MWh. De Europese regelgeving kent op dit moment geen limiet aan dit proces, dus in principe zou het prijsplafond inmiddels €5000/MWh moeten bedragen*. In reactie op de tweede prijspiek binnen korte tijd beschouwt ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) of een nieuw proces wenselijk is. Tot daarover een besluit genomen is, staat het prijsplafond nog op €4000/MWh.
*In de initiële versie van dit artikel en de kop stond dat de verhoging naar €5000/MWh al van kracht was. Dank voor de correctie!
De marktsituatie voor en na het uur met de prijspiek
Terug naar de Baltische staten. Net zoals op elke elektriciteitsmarkt zijn vele verschillende partijen hier bereid om tegen een bepaalde prijs een hoeveelheid elektriciteit af te nemen of juist te leveren. De energiebeurs Nordpool publiceert op basis van alle biedingen geaggregeerde biedcurves. Eén voor aanbod en één voor vraag. De biedcurves zijn berekend door alle aanbodbiedingen en vraagbiedingen voor een bepaald uur bij elkaar op te tellen. De uiteindelijke clearingmarktprijs wordt dan afgeleid daar waar vraag- en aanbodcurve elkaar kruisen. Dit gebeurt allemaal op uurbasis. Nordpool publiceert deze voor onder meer de Baltische regio. De biedcurves voor het uur waarin het prijsplafond bereikt werd, zijn weergegeven in figuur 2 hieronder.
Figuur 2: Geaggregeerde biedcurves voor Baltische regio voor 2022-08-17 17:00
Het uur erna is weergegeven in figuur 3. Het uur ervoor lijkt erg op elkaar en is niet weergegeven.
Figuur 3: Geaggregeerde biedcurves voor Baltische regio voor 2022-08-17 18:00
Zoals je kunt zien is de situatie voor beide uren erg krap. Maar als de aanbodcurve (blauw) slechts met ongeveer 50 MW was verschoven, was een niet-afgetopte clearingprijs gevonden. Als we het uur (vanaf) 17.00 uur in figuur 2 vergelijken met het uur 18:00 uur in figuur 3, lijkt het erop dat de situatie erg vergelijkbaar is, behalve dat er ongeveer 50 MW aan toevoer van elektriciteit ontbreekt. Het uur ervoor (hier niet weergegeven) vertoont hetzelfde gedrag. Wat zou de oorzaak kunnen zijn van deze ontbrekende elektriciteit voor dit specifieke uur (17.00 uur)?
Capaciteit aan de grenzen van de Baltische staten
De Baltische staten vormen een hoek van de Europese elektriciteitsmarkt, maar de verbindingen naar Zweden en Polen in het zuiden (met Litouwen) en naar Finland in het noorden (met Estland) worden vaak gebruikt. Ook kan stroom worden uitgewisseld met Rusland en Wit-Rusland, maar hier wordt slechts incidenteel capaciteit aangeboden.
Laten we eens kijken of een mogelijke oorzaak van de genoemde ontbrekende ±50 MW kan worden gevonden in de hoeveelheid capaciteit die beschikbaar was voor import (import geeft meer aanbod, export meer vraag). Voor de noordgrens worden de capaciteiten die aan de markt worden aangeboden om stroom in te verplaatsen (zogenaamde Net Transfer Capacity of NTC) weergegeven in figuur 4.
Figuur 4: Import NTC voor Estland voor de incidentdag
Hoewel voor een deel van de dag een verlaging is toegepast, is deze niet specifiek voor het uur 17.00 uur. Met andere woorden, dit kan geen plausibele oorzaak zijn voor het specifieke tekort in het uur dat we onderzoeken. Laten we nu eens kijken naar de zuidelijke grenzen, opnieuw worden import-NTC’s getoond, dit keer voor Litouwen. Zie figuur 5 hieronder.
Figuur 5: NTC importeren voor Litouwen voor de incidentdag
Hier zien we rond 17.00 uur wel een interessante situatie. Het lijkt erop dat de capaciteit over de Poolse grens tussen 16.00 en 22.00 uur beperkt was. Tegelijkertijd was de kabel uit Zweden ook beperkt tussen 10.00 en 18.00 uur. Laten we, om dit duidelijker te maken, alle importcapaciteiten op alle grenzen bij elkaar optellen, om te kijken naar de totale importcapaciteit per zone voor de Baltische regio, exclusief interne transfercapaciteit. Dit resultaat is te zien in figuur 6 hieronder.
Figuur 6: Totale import NTC voor de Baltische staten voor de incidentdag, exclusief interne transfercapaciteit
Om 17.00 uur is een duidelijke kleine dip te zien. Het lijkt erop dat er op het exacte uur van het tekort (17:00) een 40MW lagere importcapaciteit was voor de Baltische staten aan de zuidelijke grens met Polen en Zweden. In het uur ervoor en erna was er iets meer capaciteit beschikbaar op respectievelijk de Poolse en Zweedse verbinding. Samen met de eerder getoonde biedcurves (figuur 3 en 4 hierboven) lijkt dit een plausibele oorzaak voor de plotselinge prijsstijging om 17.00 uur en normalisatie in het uur daarna.
Deze redenering gaat alleen op als de volledige importcapaciteit ook daadwerkelijk is gebruikt. Anders is het niet beperkend voor de situatie. Om deze redenering te controleren is de benutting, gedefinieerd als geplande commerciële uitwisseling gedeeld door de aangeboden capaciteit, per buitengrens uitgezet in onderstaande figuur 7.
Figuur 7: Bezetting importcapaciteit voor de incidentdag voor alle Baltische buitengrenzen
Uit bovenstaande figuur kan worden afgeleid dat de markt inderdaad 100% van de voor 17.00 uur beschikbare importcapaciteit heeft benut. De beperkte capaciteit is dus een plausibele oorzaak van het raken van het prijsplafond, zeker in vergelijking met de lager geprijsde uren ervoor en erna.
Conclusie
Het raken van het prijsplafond in de Day Ahead-markt is een zeldzame en extreme situatie. De markt in de Baltische staten was vrij krap in termen van vraag en aanbod. De markt kon de meeste uren echter ver onder het prijsplafond uitkomen. Op 17 augustus 2022 17.00 uur alleen niet. Uit de biedcurves volgde dat een extra aanbod van 40-50MW waarschijnlijk voldoende zou zijn geweest om ook voor het uur met de prijspiek een vergelijkbare prijs te behouden, in vergelijking met de rest van de dag. Een aannemelijke oorzaak voor dit verschil is een beperking van de importcapaciteit voor de Baltische regio op dat uur.
Maar is dit een definitieve oorzaak van deze plotselinge inslag van de prijsplafond? Nee, de geaggregeerde biedcurves zijn alleen beschikbaar als eenvoudige afbeeldingen en het marktkoppelingsalgoritme is veel geavanceerder dan het eenvoudigweg verschuiven van enkele curven. Meer complexe marktinteracties hadden kunnen bijdragen. De hierboven uiteengezette analyse wijst er echter op dat het een sterk plausibele bijdragende factor is.
Er kan ook worden gezegd dat je dergelijke specifieke factoren van het systeem niet kunt “beschuldigen”. Het werkte tenslotte zoals het bedoeld was. Capaciteitsbeperkingen zijn er om vele redenen. Netbeheerders beperken de capaciteiten niet omdat ze het leuk vinden. Ze doen dat vanuit een netto-beveiligingsperspectief. Mogelijk dat zonder de beperking op dat uur helemaal geen net had kunnen werken! Om dit geval te bevestigen is er onvoldoende openbare informatie beschikbaar. We blijven dus wachten op een goede debriefing door de regulerende instanties.
Uiteindelijk komt het er eenvoudigweg op neer dat er voor dat uur niet genoeg aanbod was om te verkopen tegen een prijs die de vragende kant van de markt bereid was te betalen.
Wat dit tot slot vooral laat zien, is het belang van interconnectoren in het Europese elektriciteitsnet. Een relatief kleine verandering in interconnectiviteit kan grote gevolgen hebben. Het is belangrijk om dit in gedachten te houden voor elke persoon of entiteit die hierover op enig moment beslissingen moet nemen.
Bron: Frank Boerman, Amun Analytics / Imagecredit: Sanjay Koranga, via Unsplash Public Domain
Oprichter WattisDuurzaam en duurzaamheidsadviseur bij We-Boost Transitions.
