Wat is een energy-only-markt (EOM)?

Frankrijk als voorbeeld van een capaciteitsmarkt

Zo heeft Frankrijk bijvoorbeeld sinds 1 januari 2017 een capaciteitsmarkt waar certificaten voor capaciteitsgaranties worden verhandeld. Die verplichten een bepaalde stroomproducent om op een bepaald tijdstip over voldoende capaciteit te beschikken om een overeengekomen hoeveelheid stroom te produceren. Dit impliceert evenwel niet dat de producent de stroom op dat moment ook daadwerkelijk zal produceren, maar geeft alleen de garantie dat hij de stroom op dat moment kan produceren. De invoering van de capaciteitsmarkt in Frankrijk kwam er niet uit economische overwegingen, maar als gevolg van stroomtekorten, te wijten aan de gebrekkige flexibiliteit van de overwegend fossiele en nucleaire energieproductie. Aangezien Franse gezinnen vooral elektrisch verwarmen, leidt een daling van de temperatuur met 1 °C in de winter tot een extra stroomverbruik van 2.400 MW. Koudegolven die plots optreden of langere tijd aanhouden, hebben in 2012, 2017 en ook 2018 op die manier ernstige problemen met de energievoorziening veroorzaakt. De invoering van een centraal capaciteitsbeheer tijdens de wintermaanden was hiervan het gevolg.

Energievoorzieningszekerheid binnen de energy-only-markt

Enkele jaren geleden nog achtten experts de energy-only-markt niet in staat om de energievoorzieningszekerheid te garanderen. Het heikelste punt was volgens hen dat het nodige geld voor de uitbouw van reservecapaciteit niet alleen uit de marktactiviteiten kon worden gehaald. In de praktijk bewijst de energy-only-markt evenwel dat de energievoorzieningszekerheid ook gegarandeerd kan worden in een vrijemarktmodel, zoals in Duitsland.

De energievoorzieningszekerheid in een EOM wordt onder andere door de reservevermogensmarkt geboden, die deels fungeert als een capaciteitsmarkt op uiterst korte termijn om de netfrequentie te stabiliseren. Transmissiesysteembeheerders beschikken hier indien nodig binnen enkele seconden over capaciteit die in- of uitgeschakeld kan worden, en die snel en betrouwbaar het net kan stabiliseren gedurende maximaal een uur. Naargelang het marktmodel wordt hier de beschikbaar gestelde capaciteit en/of de werkelijk geleverde stroom vergoed.

Met het oog op de energievoorzieningszekerheid op lange termijn beschikken de meeste energy-only-markten over bijkomende reserves. In Duitsland zijn dat bijvoorbeeld de net-, veiligheids- en capaciteitsreserve. Deze reserves, die deels ook uit politieke en strategische overwegingen beheerd worden, leunen conceptueel aan bij de capaciteitsmarkt en vergoeden bijvoorbeeld in Duitsland ook capaciteit uit centrales die tijdelijk zijn stilgelegd, in de 'mottenballen' staan (mothballing) of gewoonweg paraat gehouden worden.

Welke economische voordelen biedt de energy-only-markt?

De energy-only-markt past het markteconomische principe van vraag en aanbod toe op de elektriciteitsmarkt. Daardoor wordt de markt efficiënter, wordt overcapaciteit afgebouwd en wordt de elektriciteitsproductie flexibeler – bij schommelingen in de vraag past de stroomproductie zich aan het verbruik aan.

Een eenvoudig voorbeeld verduidelijkt het principe: Geen enkele bakker vraagt geld voor zijn beschikbaarheid om broodjes te bakken. Hij krijgt veeleer per broodje een bepaalde verkoopprijs, die de wet van vraag en aanbod volgt. Om geen oudbakken broodjes op overschot te hebben, past hij zijn aantal broodjes aan het verwachte klantenaantal aan. Hij kan natuurlijk, als hij vooruitziend is, extra broodjes bakken als dat nodig blijkt.

Op een capaciteitsmarkt is er fundamenteel dezelfde vraag naar broodjes, maar de bakker moet wel heel veel extra ovens onderhouden, die hij bij een normaal verbruik niet nodig heeft. Dat zorgt voor hoge onderhoudskosten en creëert bovendien overcapaciteit. Dit kan natuurlijk ook voorvallen bij energy-only-markten, aangezien deze markten enkel in theorie in een volledig vrije marktomgeving opereren zonder marktvervalsende subsidies. In de praktijk is dat niet zo.

Hier speelt bovendien ook nog een andere factor mee. Ook al zijn grote energiecentrales flexibeler geworden en kunnen ze sneller reageren, ze kunnen hun productie nog altijd moeilijk aanpassen aan de schommelingen van de werkelijke vraag op de elektriciteitsmarkt. Kerncentrales kunnen dit zelfs zo goed als helemaal niet. Wanneer de nationale vraag laag ligt en/of wanneer er veel stroom uit hernieuwbare bronnen beschikbaar is op de markt, leidt dit tot het stilleggen van installaties, verhoogde elektriciteitsexport en negatieve prijzen op de elektriciteitsbeurs. Dit heeft tot gevolg dat de activiteiten niet meer rendabel zijn voor heel wat van de centrales die uit milieuoverwegingen eigenlijk de voorkeur zouden moeten genieten, zoals de biogascentrales.

Nadelen van de energy-only-markt: het missing-money-vraagstuk

Critici van de energy-only-markt beschouwen het garanderen van voldoende capaciteit als een probleem. Zo zou het moeilijk zijn om investeerders te vinden voor de bouw van piekbelastingsinstallaties die maar enkele uren per jaar draaien en afgeschreven moeten worden op basis van de piekbelastingsprijzen tijdens die luttele uren. Daarbij komt nog dat de bouw van een elektriciteitscentrale, van de planning tot aan de bedrijfsklare installatie, zeker tien jaar of meer in beslag kan nemen – een periode waarin de centrale geen geld opbrengt en de marktomgeving grondig kan veranderen.

Ook politiek gezien zijn hoge elektriciteitsprijzen een heet hangijzer. Wanneer de prijzen op de elektriciteitsmarkt helemaal vrij bepaald zouden worden, dan zouden de prijzen per megawattuur op de elektriciteitsbeurs theoretisch onbegrensd zijn; in de praktijk ligt de EPEX-grens op de intraday-markt op 9.999 per MWh voor korte periodes. Dergelijke woekerprijzen zouden politiek en in de media nauwelijks te verantwoorden zijn, ook al zouden ze maar luttele kwartiertjes per jaar voorkomen. Nationale instanties grijpen dan ook regulerend in op de prijszetting. Zo heeft op 5 januari 2018 de Duitse nationale netwerkbeheerder een prijslimiet ingevoerd voor de tarieven van regelenergie van maximaal 9.999 euro per MW.

Decentralisatie als oplossing voor het missing-money-vraagstuk

De argumenten omtrent het missing-money-vraagstuk houden steek, zij het dan voornamelijk vanuit het perspectief van de vroegere elektriciteitsmarkt. Die rekent voor het waarborgen van piekcapaciteit op dure, grote energiecentrales met lange bouwtermijnen, die vanzelfsprekend even hoge langetermijninvesteringen veronderstellen.

Om een gegarandeerde capaciteit te voorzien, kan men veel gemakkelijker en veel sneller investeren in een decentrale infrastructuur die uit vele kleine installaties bestaat. Zo kan men in enkele weken bijvoorbeeld een blokverwarmingscentrale of installatie voor energieopslag plannen en bouwen, die snel een gegarandeerde productie en regelenergie kan leveren. Op die manier kan de geplande sluiting van traditionele energiecentrales binnen een haalbaar tijdsbestek en financieel kader worden gecompenseerd, zonder de energievoorzieningszekerheid in het gevaar te brengen.

Vrije prijszetting en energievoorzieningszekerheid in de energy-only-markt

Op de capaciteitsmarkt is het creëren van energievoorzieningszekerheid eenvoudig: men bouwt gewoon meer centrales, want de aankoop van de gerealiseerde capaciteit wordt tenslotte door het marktmodel gegarandeerd. In tegenstelling tot de energy-only-markt, wordt de capaciteitsmarkt niet bepaald door het aanbod, maar in de eerste plaats door de vraag. Dat is vooral voor beheerders van grote energiecentrales aantrekkelijk, want zij worden ook betaald wanneer ze gewoon stand-by zijn of enkel in geval van nood opgestart worden. Vergeleken met vrije piekprijzen worden daardoor veel hogere bedragen betaald voor fossiele brandstofcentrales, waarvan de elektriciteit eigenlijk niet nodig is op de markt. Daarbij wordt nog niet eens rekening gehouden met de ecologische, economische en klimatologische kosten op lange termijn van deze energiecentrales, bijvoorbeeld in het geval van kerncentrales.

Vanuit paneuropees perspectief komt daar nog bij dat een nationale aanpak van de uitdaging van energievoorzieningszekerheid heel wat kansen op de Europese elektriciteitsmarkt onbenut laat. De verschillende soorten hernieuwbare energiebronnen zijn namelijk ongelijk verdeeld over de Europese landen en kunnen elkaar dan ook in evenwicht brengen. Noorse hydraulische energie, zonne-energie uit Spanje en Italië, getijdencentrales uit Nederland en biogas en windenergie uit Duitsland zouden kunnen bijdragen tot de stabiliteit van het Europese elektriciteitsnet.

Dit veronderstelt evenwel belangrijke aanpassingen van het Europese koppelnet om de handelsbelemmeringen af te bouwen, bijvoorbeeld door het massaal uitbouwen van de capaciteit van de interconnectoren aan de grenzen. Dat die vandaag ontoereikend zijn, bleek duidelijk uit de beslissing om per 1 oktober de gemeenschappelijke Duits-Oostenrijkse elektriciteitsprijszone op te splitsen. Op die manier veroorzaakt het Europese net van fysieke energiestromen met zijn steeds fijnere mazen een paradoxaal probleem. Uitgerekend omdat er almaar meer stroom niet over de landsgrenzen heen geraakt, valt de Europese energiemarkt bij gebrek aan een Europees concept voor een eengemaakte elektriciteitsmarkt in almaar kleinere stukjes uiteen.

Marktefficiëntie en Merit-Order

Op de energy-only-markt is de productie van energievoorzieningszekerheid erg gelaagd, maar ook uitgesproken efficiënter. Hier sturen vraag en aanbod de prijs op de elektriciteitsbeurs aan en daarmee ook het inzetten van stroomproducenten en in toenemende mate ook van stroomverbruikers.

Als er buitengewone bevoorradingsproblemen optreden op de markt, dan stijgt de stroomprijs op de elektriciteitsbeurs. Geleidelijk aan worden in dat geval centrales op het net gezet om de knelpunten in de stroomvoorziening op te vangen, rekening houdend met hun marginale kosten en volgens het merit-order-principe. In laatste instantie worden piekcentrales zoals gas-, olie- en pompcentrales op het net aangesloten, die dan tegen zeer hoge prijzen de nu dringend gevraagde megawatturen verkopen.