Logo van het Planbureau voor de Leefomgeving
Naar het hoofdmenuNaar de hoofdinhoud

Column Pieter Boot- De elektriciteitsmarkt in zwaar weer

Artikel | 28-09-2016

Op 15 september werd de Britse elektriciteitsmarkt als mechanisme om investeringen tot stand te brengen ten grave gedragen. Zonder tromgeroffelkwam een einde aan de bakermat van de Europese elektriciteitsmarkt. Wat is hier aan de hand en welke lessen kunnen we daaruit trekken?

De Britse regering ging akkoord met de investeringsvoorwaarden voor de bouw van een nieuwe kerncentrale van 3200 megawatt, die in vollast 7 procent van het Britse elektriciteitsaanbod kan voorzien. De belangrijkste investeerder EdF was al eerder met pijn en moeite akkoord gegaan met de voorwaarden: een gegarandeerde prijs van 92,50 Pond per megawattuur voor 35 jaar (in prijzen van 2012), op enig moment afroming van de winst en het bouwrisico voor de investeerders. De aarzeling bij de Britse regering betrof niet het einde van de elektriciteitsmarkt als investeringsgenerator, maar de partners van Edf in het consortium: Chinese staatsbedrijven. Alle Britse investeringen en een deel van de bestaande centrales worden nu gesubsidieerd: hetzij om de doelstelling van hernieuwbare energie te halen, hetzij om de voorzieningszekerheid te garanderen. De ‘single buyer', het Franse idee bij de totstandkoming van de elektriciteitsmarkt waar meer liberaal georiënteerde landen zich mordicus tegen hadden verzet, is via de achterdeur in het VK terug.

Het VK is een extreem geval, maar staat niet alleen. De recente World Investment Outlook van het IEA stelt dat in de OESO landen in 2015 nog maar 10 procent van de investeringen op basis van de groothandelsprijs(verwachtingen) tot stand kwam, tegen 20 procent in 2010. En dat was in landen als Mexico en Japan, niet in Europa of de Verenigde Staten.

De oorzaak van deze situatie is in wezen tweeledig. Enerzijds is er de overcapaciteit die na de crisis ontstond, waarbij centrales gereed kwamen waartoe voor 2008 was besloten maar die in de daarna stagnerende markt eigenlijk niet meer nodig waren. In een gewone markt zou dit een tijdelijk verschijnsel zijn, maar vanwege de doelstelling van hernieuwbare energie blijft er gesubsidieerd vermogen op de markt komen.

De blijvende overcapaciteit wordt geïllustreerd door de dalende groothandelsprijzen. Die hebben nog een reden: de wind- en zonne-energie heeft lage marginale kosten waardoor duurdere, vooral gascentrales door het merit-order effect niet meer nodig zijn. Hoe meer wind- en zonne-energie er bijkomt, des te lager de prijs. Niet alleen verkeren veel grote elektriciteitsbedrijven hierdoor in zwaar weer, het bemoeilijkt ook de toekomst van hernieuwbaar opgewekte elektriciteit. Er wordt succesvol geprobeerd de kostprijs daarvan te verlagen - maar zolang er capaciteit bijkomt daalt de groothandelsprijs even snel. Het huidig marktmodel zal dus ook de komende jaren waarschijnlijk geen adequate investeringsimpulsen geven.

Wat te doen? Ik zie drie mogelijkheden.

De eerste is te hopen dat het probleem vanzelf overwaait. Door een verbetering van de Europese emissiehandel zal de CO2-prijs ooit stijgen, door wetgeving of een nieuw Energieakkoord maken we het leven van kolencentrales moeilijker, in Duitsland zal door de Atomausstieg en sluitende kolencentrales wellicht een capaciteitstekort ontstaan en ooit zullen de gas- en kolenprijzen toch weer gaan stijgen? Op den duur gaan de groothandelsprijzen echt wel weer omhoog en als wind op zee en zon-PV verder in kosten dalen, lost het probleem zich vanzelf op. We weten alleen niet wanneer en een zekere mate van wishful thinking is deze opvatting niet te ontzeggen.De tweede is de Britse aanpak: erken dat de markt als investeringsvehikel niet meer werkt, neem als overheid het heft volledig in handen. De elektriciteitsmarkt als een soort spoorwegen. Private partijen kunnen prima projecten uitvoeren, maar de regie en de geldstromen lopen via de overheid. Grote elektriciteitsbedrijven zijn hier wel voor met hun pleidooi overal capaciteitsmarkten in te voeren, maar ik vermoed dat we dit in Nederland niet een erg aantrekkelijk model vinden.

Duitsland suggereert in het Impulspapier Strom 2030 een derde weg. Het realiseerde zich al dat capaciteitsmarkten voor bestaande centrales juist verstorend werken: we moeten accepteren dat groothandelsprijzen soms heel hoog zullen worden, want anders komen de flexibiliteitsdiensten niet tot stand. Ons buurland gaat er nu vanuit dat het stroomverbruik een steeds groter aandeel van het totale energieverbruik zal gaan vormen en vooral uit wind- en zonne-energie zal gaan bestaan. In de discussienota opteert men voor een geïntegreerde energiemarkt, waar een deel van het verkeer elektrisch rijdt en een groot deel van het warmteverbruik eveneens elektrisch wordt. Door slimme netten en een veel flexibeler elektriciteitsmarkt behoudt elektriciteit zijn waarde. Hogere CO2-prijzen blijven dan nodig, balancering en andere diensten geven extra opbrengsten.

De markt neemt niet langer de grote beslissingen, dat doet de overheid. We lopen in ons aandeel hernieuwbare energie een paar jaar achter op de Duitsers. Dat geeft de kans hun discussies goed te volgen. Het probleem ontkennen lijkt me risicovol, het Britse voorbeeld volgen onnodig duur en het Duitse voorbeeld wellicht heel interessant.

Auteur(s)Pieter Boot
Publicatiedatum29-09-2016
PublicatieEnergiepodium.nl