Hoe wind- en zonne-energie, energie van gas en kolen (soms) de markt uitdrukken
Leestijd 3-5 minuten
In dit artikel geven we een uitleg waarom wind- en zonne-energie bijna altijd ‘voorrang’ hebben op de elektriciteitsmarkt.
Duurzame bronnen binnen onze elektriciteitsmix
De elektriciteit die uit ons stopcontact komt wordt door een brede mix aan bronnen opgewekt. Traditioneel kwam deze vooral uit fossiele bronnen (gas en kolen), kernenergie en waterkracht. Maar in de afgelopen tien jaar is het aandeel wind- en zonne-energie sterk toegenomen. Vanuit een duurzaamheidsoogpunt heeft het de voorkeur dat de elektriciteit uit deze duurzame bronnen dan ook wordt gebruikt in plaats van de fossiele bronnen, wanneer dit mogelijk is. Door de economische eigenschappen van deze duurzame bronnen en ons marktontwerp gebeurt dit ook. Maar toch hebben we nog een tijdje gas- en kolencentrales nodig. Hoe dit werkt en wat voor uitdagingen er zijn om gas- en kolen snel uit te faseren komen in dit artikel aan de orde.
We kijken eerst naar hoe het marktprincipe achter de Day-Ahead elektriciteitsmarkt werkt, om vanuit daar te kijken wat dit betekent voor wind- en zonne-energie.
De Day-Ahead markt
Elektriciteit wordt op verschillende markten verhandeld. In Nederland is de EPEX SPOT het grootste handelsplatform. Hier wordt op de Day-ahead markt een groot deel van onze elektriciteit een dag voor levering op uurbasis gekocht en verkocht. Zowel duurzame als fossiele bronnen worden hier op dezelfde markt aangeboden.
De Day-ahead markt werkt volgens een principe dat pay-as-cleared wordt genoemd. Dit betekent dat de markt een vaste tijd heeft waarop alle koop- en verkooporders voor de volgende dag koppelen. Hieruit genereert het één prijs voor alle deelnemers aan de markt, dat is de prijs van de duurste elektriciteitsbron die minimaal nodig is om toch aan de vraag van de markt te voldoen.
Dit proces is behoorlijk gecompliceerd, dus laten we een vereenvoudigd voorbeeld bekijken. We gaan ervan uit dat de vraag naar elektriciteit niet flexibel is (dus wat de marktprijs ook is, mensen zullen nog steeds dezelfde hoeveelheid elektriciteit gebruiken. Dit geldt grotendeels voor het huidige elektriciteitssysteem, maar begint langzaam te veranderen). We gaan uit van normale marktomstandigheden waarbij de prijzen niet negatief zijn.
Het Merit Order principe
Een pay-as-cleared markt werkt op basis van het Merit Order principe, dit is de volgorde van de hoogte van de biedingen in een aanbodcurve. Het Merit Order principe gaat ervan uit dat een producent van elektriciteit alleen elektriciteit produceert als de inkomsten per eenheid elektriciteit hoger zijn dan zijn variabele kosten voor elektriciteit. Bij variabele kosten moet hierbij gedacht worden aan bijvoorbeeld brandstofkosten (gas, kolen, uranium) en CO2-rechten. Aan de kant van de duurzame bronnen heb je ook variabele inkomsten, zoals de extra inkomsten die je genereert aan subsidies en garanties van oorsprong (GvO’s).[1]
Om aan de vraag van de markt te voldoen zullen inkopende partijen hun elektriciteit inkopen bij producten die deze zo goedkoop mogelijk aanbieden. Als verkopende partij kan je deze zo duur aanbieden als de laatste (duurste) producent die nog aan de vraag van de markt voldoet. Ten opzichte van andere producten is jouw klant nog steeds goedkoper uit bij jou! Hieronder een voorbeeld hoe dit werkt op de elektriciteitsmarkt.
Een voorbeeld
Stel dat we een vraag hebben van 100 GWh elektriciteit op een bepaald moment (een uurblok, bestaande uit 4 keer 15 minuten, ofwel 4 ISP’s). We hebben verschillende elektriciteitsproducenten die deze elektriciteit kunnen produceren.
- We hebben 50 GWh aan zonneparken. Deze parken hebben geen brandstof nodig om te werken, dus zouden ze altijd elektriciteit verkopen als ze kunnen, omdat ze er altijd geld mee verdienen.
- We hebben een kerncentrale die 20 GWh elektriciteit kan produceren. Het moet brandstof kopen om deze elektriciteit te produceren, wat minimaal €10,-/ GWh kost
- We hebben een moderne gascentrale die 40 GWh elektriciteit kan produceren. Aangezien het gas moet kopen om elektriciteit te produceren en CO2-certificaten moet kopen, heeft het minimaal €40,-/ GWh nodig om winst te maken.
- We hebben een oude kolencentrale die 60 GWh elektriciteit kan produceren. Omdat CO2-certificaten duur zijn en steenkool meer steenkool uitstoot dan gas, heeft het minimaal €50,-/GWh nodig om winst te maken.
Op basis van deze gegevens kunnen we een Merit Order genereren. Dit is een grafiek die laat zien welk soort productiefaciliteit voor welke prijs zou produceren, gesorteerd van de lagere prijzen links naar de hogere prijzen rechts. De volumes zijn uitgezet op de x-as. We voegen één verticale lijn in, die de marktvraag weergeeft. Waar de lijn van de Merit Order en de vraaglijn elkaar kruisen, is het volume en de prijs waar de marktvraag het aanbod ontmoet. Dit is de prijs die alle producenten ontvangen die elektriciteit aanbieden onder (of gelijk aan) de marktclearingprijs. Alle producenten die elektriciteit aanbieden boven deze prijs worden niet geselecteerd door de markt, en zullen dus geen energie produceren (ze zetten dus bv. hun kolen- of gasinstallaties uit). Zie de volgende figuren voor wat meer details hierover.
Zo zou een zonne-installatie €40,- winst / GWh opleveren als de markt zo opklaart. De kerncentrale zal €20,-/GWh winst maken. En de gasfabriek zou nauwelijks winst maken. Kolen schakelt zijn installaties uit.
Het gevolg van dit marktprincipe
Door dit marktprincipe worden bronnen met lage of geen variabele kosten over het algemeen als eerste geaccepteerd op de bieding. Traditionele fossiele centrales hebben vaak hogere variabele kosten omdat ze brandstof moet inkopen en omdat ze in toenemende mate moeten betalen voor de CO2 die ze uitstoten. Duurzame bronnen zoals wind en zon hebben geen of nagenoeg geen variabele kosten. Door dit verschil in variabele kosten komen deze bronnen dus bijna altijd eerst aan de beurt. Dus, in een uur waarin veel duurzame bronnen beschikbaar zijn, zullen deze duurzame bronnen fossiele bronnen de markt uitdrukken!
Must-run
Dit betekent echter niet altijd dat alle fossiele centrales uit staan op elk uur dat de wind flink waait of de zon veel schijnt. Het kost namelijk best veel tijd, moeite en geld om een gas- of kolencentrale die uit staat weer aan te zetten. Dit speelt nog sterker bij kerncentrales, waarbij het soms technisch extreem lastig is om deze volledig uit of aan te zetten.
Hiernaast kan een centrale ook bij lage stroomprijzen geld verdienen door beschikbaar te zijn op flexibiliteitsmarkten. Door niet helemaal uit te gaan, kan de centrale ook nog snel reageren op onbalans op het elektriciteitsnetwerk en hier ook geld aan verdienen. En specifiek de eigenschap om op een snelle manier additioneel vermogen te kunnen leveren op de flexibiliteitsmarkten (opwaartse optionaliteit) is erg waardevol op tijdstippen waarin een groot deel van de elektriciteit door zonne- en windparken wordt geproduceerd. Dit zijn assets die vaak al op maximaal vermogen draaien, en niet makkelijk nog iets meer vermogen kunnen leveren.
Out-of-the-money
Dit betekent dat veel fossiele en kerncentrales hun elektriciteit op de markt aanbieden op een prijs die onder hun variabele kosten ligt. Ze maken dus verlies op de opwek van deze elektriciteit, maar compenseren hiervoor met inkomsten op de flexibiliteitsmarkten en voorkomen hiermee dat ze hun centrales uit hoeven te zetten. Dit komt op dit moment voornamelijk ’s nachts voor, wanneer de elektriciteitsvraag laag is en er soms veel windenergie beschikbaar is. Maar deze situaties zullen in toenemende mate ook overdag voor gaan komen, met de toename aan zonne-energie.
Met welke veranderingen zouden deze centrales wellicht wel uit gaan?
Op dit moment kunnen voornamelijk gascentrales de kosten van verkopen van hun elektriciteit voor een te lage prijs compenseren door capaciteit te reserveren voor flexibiliteitsmarkten. Veel duurzame bronnen hebben nog niet de mogelijkheid om deze flexibiliteit naar boven te bieden omdat ze al op hun maximale vermogen draaien. Zodra er meer batterijen in het systeem komen zullen deze ook op deze opwaartse flexibiliteitsmarkt gaan concurreren. Maar wat ook mogelijk zou zijn is om duurzame bronnen zoals wind op bijvoorbeeld half vermogen te laten draaien en de bovenste helft van hun mogelijke vermogen te reserveren voor flexibiliteitsmarkten. Dit wordt vooral interessant als de elektriciteitsprijs op dat moment laag ligt (dus je loopt weinig stroom mis) en de flexibiliteitsprijzen hoog liggen.
Conclusie
Door het marktprincipe van de Day-Ahead markt voor elektriciteit drukken zonne- en windenergie steeds vaker gas en kolen uit de energiemix. Omdat deze centrales lastig uit te zetten zijn en geld kunnen verdienen op de flexibiliteitsmarkten gaan deze vaak niet helemaal uit. In de toekomst, als duurzame bronnen en batterijen een grotere rol gaan spelen op deze flexibiliteitsmarkten kan dit gaan betekenen dat veel van deze fossiele centrales vaker volledig uitgezet zullen worden. Dit vraagt wel van deze duurzame bronnen dat ze in de toekomst vaker bewust op een lager vermogen zullen draaien en een deel van hun capaciteit gaan reserveren voor flexibiliteitsmarkten.[1] Dit betekent dat een windpark bijvoorbeeld zelfs bij negatieve elektriciteitsprijzen winst kan maken (!), als de inkomsten uit GvO’s en subsidies maar hoger zijn dan dat de prijs negatief is.
Krachtwerk is actief bij al deze ontwikkelingen betrokken en beschikt over denk– en daadkracht om te helpen met het vinden van passende oplossingen. Meer weten? Neem dan contact op met ons.