De Nederlandse elektriciteitssector - deel 3: Ontwikkelingen die van invloed zijn op de elektriciteitsmarkten

Onderstaande figuur geeft de verbanden weer tussen verschillende variabelen en de elektriciteitsmarkten. Een toelichting hierop staat onder de afbeelding.

Ontwikkelingen

Hoewel de vraag naar elektriciteit in Nederland de afgelopen jaren nog niet is gestegen, gaat dit de komende jaren naar verwachting wel gebeuren. In 2023 bedroeg de netto hoeveelheid geconsumeerde elektriciteit in Nederland 109 terawattuur[1] (TWh, ofwel een miljard kilowattuur) en het Planbureau voor de Leefomgeving (PBL) verwacht in de Klimaat- en Energieverkenning (KEV) uit 2023 dat dit verbruik in 2030 stijgt naar 138 tot 159 TWh. Kijkend naar vermogens is de piekvraag momenteel ongeveer 18 gigawatt (GW) en rekent TenneT in zijn rapport Monitoring Leveringszekerheid 2022 met 21,5 tot 26 GW in 2030.

Impact op de elektriciteitsmarkten

Voor de impact op de elektriciteitsmarkten is het vooral belangrijk welk deel van de elektriciteitsvraag statisch of flexibel is. Een (hogere) statische elektriciteitsvraag kan leiden tot grote volatiliteit op de spotmarkt (day-aheadmarkt plus intradaymarkt) omdat de vraag naar elektriciteit zich dan niet of nauwelijks aanpast aan het aanbod van elektriciteit, dat steeds afhankelijker is van het weer. Een statische vraag naar elektriciteit kan ook bijdragen aan invoedcongestie op momenten met veel zon en wind, en dus aan een grotere vraag naar lokaal flexibel vermogen op de congestiemarkt. Daar staat tegenover dat een flexibele vraag naar elektriciteit juist kan bijdragen aan afnamecongestie, bijvoorbeeld doordat veel huishoudens in een straat tegelijkertijd elektrische auto’s en thuisbatterijen opladen omdat de elektriciteitsprijzen op dat moment laag zijn omdat het waait. Deze flexibele vraag wordt vooral gestuurd vanuit de groothandels- en balanceringsmarkten, en niet vanuit prijzen die iets zeggen over de beschikbare capaciteit van de elektriciteitsinfrastructuur.

[1] Bron: CBS Elektriciteitsbalans; aanbod en verbruik.

Ontwikkelingen

Een belangrijke variabele die de elektriciteitsmarkten beïnvloedt is de hoeveelheid weersafhankelijke elektriciteitsproductie ten opzichte van het elektriciteitsverbruik. Dit aandeel is de afgelopen tien jaar sterk toegenomen; van 5 procent in 2013 naar 46 procent in 2023.[2] Naar verwachting stijgt dit aandeel de komende jaren sterk door tot ongeveer 73 tot 90 procent in 2030[3], omdat de absolute hoeveelheid opgewekte elektriciteit uit zon en wind ruim zal verdubbelen (zie tabel 1).

[2] Bron: CBS Elektriciteitsbalans; aanbod en verbruik.

[3] Cijfers in 2030 op basis van: 35 tot 41 TWh elektriciteit van wind- en zonneparken op land (PBL et. Al. (2023) KEV), 12 TWh aan kleinschalige zonnepaneelinstallaties (PBL (2023) Monitor RES 2023), 15,8 GW opgesteld vermogen aan wind op zee (dit is aanzienlijk minder dan de 20,5 GW die volgens de overheid rond 2030 opgesteld moet staan. Blijkbaar gaat het PBL er vanuit dat de 20,5 GW niet in zijn geheel voor eind 2030 wordt gerealiseerd), goed voor ongeveer 68 TWh aan elektriciteitsproductie (uitgaande van 4.300 vollasturen per jaar. Hier wordt in de kamerbrief ‘Aanvullende routekaart wind op zee 2030’ impliciet mee gerekend), 3 GW aan zon op zee, goed voor 1,4 tot 3,5 TWh aan elektriciteitsproductie (rekenend met een bandbreedte van 1,5 tot 3 GW opgesteld vermogen, 935 vollasturen voor zon PV drijvend op water en 1.170 vollasturen voor zonvolgend PV op water).

Omdat zonne- en windenergie niet altijd beschikbaar zijn, moet er ook voldoende regelbaar productievermogen zijn in een elektriciteitssysteem. TenneT gaat in het nieuwe rapport over leveringszekerheid uit van een daling van deze capaciteit van ruim 22 GW in 2022 tot 14,5 GW in 2030. Dit komt door het wegvallen van gascentrales vanwege technische en economische redenen en door de uitfasering van kolencentrales vanaf 2030 vanwege overheidsbeleid. Daarmee is het opgestelde regelbare productievermogen in 2030 lager dan de verwachte piekvraag. Dit betekent dat Nederland afhankelijk wordt van het aanbod van flexibel vermogen (bijvoorbeeld door batterijen) voor leveringszekerheid.

Impact op de elektriciteitsmarkten

Een sterk stijgend aanbod van wind- en zonnestroom leidt tot steeds meer uren met lage of zelfs negatieve elektriciteitsprijzen op de day-aheadmarkt. Tegelijkertijd kan de afnemende hoeveelheid geïnstalleerd regelbaar productievermogen juist leiden tot een grotere kans op momenten met (zeer) hoge prijzen op de day-aheadmarkt wanneer er weinig zon en wind wordt voorspeld. Daarnaast neemt de vraag naar balanceringscapaciteit toe. Wind en zon laten zich namelijk niet perfect voorspellen waardoor zelfs kleine afwijkingen ten opzichte van de voorspellingen tot veel onbalans kunnen leiden. Daarnaast is er de komende jaren steeds minder thermisch regelbaar productievermogen (zoals gascentrales en warmtekrachtcentrales) beschikbaar voor de balanceringsmarkten, waardoor met name de prijs voor opregelvermogen[4] onder druk komt. Ten slotte kan een toenemende concentratie van windturbines en zonnepanelen in een bepaald gebied lokaal tot congestie en dus tot meer vraag naar lokaal flexibel vermogen leiden.

[4] Als er een tekort aan elektriciteit is in het systeem, dan kan dit worden hersteld door meer elektriciteit te produceren of door minder elektriciteit af te nemen. Dit heet ‘opregelen’.

Flexibel vermogen bestaat in verschillende vormen. We bespreken de belangrijkste. TenneT verwacht dat de totale opgestelde capaciteit van flexibel vermogen zal toenemen van ruim 11 GW in 2022 tot bijna 26 GW in 2030. De TSO neemt daarbij echter aan dat er geen netcongestie is.

Ontwikkelingen

Ontwikkelingen vraagsturing

Het sturen van de vraag naar elektriciteit met behulp van (prijs)prikkels heet vraagsturing. In principe vallen veel vormen van flexibel vermogen onder deze, ook de inzet van batterijen en elektrolysers[5]. In dit artikel bespreken we deze onderwerpen echter apart.

Voor veel bedrijven blijkt het lastig om hun vraag naar elektriciteit flexibel in te richten. Dit komt soms door organisatorische uitdagingen, maar ook netcongestie en de Nederlandse transporttarieven spelen een rol (hierover verderop meer). Zo kan bijvoorbeeld een grote industriële elektrische boiler worden ingezet bij een groot aanbod van (goedkope) elektriciteit, maar voor dat gebruik is soms wel een groter transportcontract nodig. Dat is vanwege netcongestie niet altijd mogelijk. Daarbij kan het afnemen van grotere vermogens elektriciteit gepaard gaan met hogere transporttarieven, die de relatief lage kosten van flexibel elektriciteitsverbruik soms teniet doen.

Voor huishoudens en andere kleinverbruikers is vraagsturing van bijvoorbeeld warmtepompen en elektrische voertuigen financieel voornamelijk interessant wanneer ze een dynamisch elektriciteitscontract hebben afgesloten. Eind 2023 had echter pas 3 procent van de huishoudens een dergelijk contract.

Bedrijven en huishoudens installeren de komende jaren steeds meer elektrische apparaten, zoals warmtepompen, elektrische boilers, batterijen, laadpalen en zonnepanelen. Toch is er in Nederland nog geen wet- en regelgeving die vereist dat dergelijke apparaten ook slim kunnen worden aangestuurd. Mede hierdoor lijkt vraagsturing tot 2030 een beperkte rol te spelen in het Nederlandse energiesysteem. TenneT gaat uit van 1,7 GW aan flexibel vermogen vanuit vraagsturing door de industrie in 2030. TNO komt in zijn rapport over de rol van vraagsturing uit op nog geen 0,2 GW aan vraagsturing in 2030 en dat is zelfs inclusief flexibel vermogen geleverd door elektrolysers.

Ontwikkelingen batterijen

Mits goed ingezet kunnen batterijen helpen het elektriciteitssysteem in balans te houden en netcongestie te verminderen. Ze kunnen zowel ‘voor de meter’ (stand-alone) als ‘achter de meter’ worden geïnstalleerd bij bestaande eindgebruikers. Stand-alone batterijen zijn doorgaans veel groter dan batterijen achter de meter.

Waar TenneT eerder aangaf te hopen op minstens 10 GW aan grootschalige batterijcapaciteit (voor de meter) in 2030, gaat de TSO in zijn nieuwe rapport uit van slechts 2 GW. Daarbovenop tellen ze nog 2 GW aan grootschalige batterijen bij zonneparken. Dit ligt meer in lijn met de verwachtingen van CE Delft dat aangeeft dat slechts 0,5 tot 2 GW aan batterijen rendabel is in te zetten op de balanceringsmarkten in 2030. Terwijl die inzet een belangrijk onderdeel is van het verdienpotentieel van stand-alone batterijen. Alhoewel er al voor veel meer dan 10 GW aan aanvragen voor het aansluiten van grootschalige batterijen is binnengekomen bij de gezamenlijke netbeheerders, staat er in Nederland volgens Energy Storage NL begin 2024 pas een fractie daarvan (250 tot 350 MW) opgesteld.[6] Ondertussen zijn er meerdere projecten voor nieuwe grootschalige batterijprojecten aangekondigd, zoals Mufasa (364 MW, 1.457 MWh), Leopard (300 MW, 1.200 MWh), Holland Battery 1 (180MW, 360 MWh) en Dronter Energie Opslag (200 MW, 1.600 MWh).

Naast stand-alone batterijen investeren steeds meer bedrijven (en in mindere mate ook huishoudens) in batterijen ‘achter de meter’. Voor een deel is dit gedreven door netcongestieproblemen; zo’n batterij kan voor bedrijven een oplossing zijn als ze geen groter transportcontract kunnen krijgen. Netcongestieproblemen zijn de komende jaren daarom waarschijnlijk een belangrijke aanjager van de toename van dit type batterijen in het elektriciteitssysteem, zelfs als ze niet direct kunnen worden terugverdiend. Helaas heeft niemand inzicht in hoeveel batterijen er achter de meter zijn geïnstalleerd.

Het gros van de batterijen in Nederland bestaat uit zogenaamde twee- of vieruurs batterijen. Dit betekent dat zij twee of vier uur op vol vermogen elektriciteit kunnen opnemen of afgeven. Daardoor zijn ze minder geschikt om langdurige overschotten (bijvoorbeeld door aanhoudend veel wind op de Noordzee) of tekorten op te vangen.

Ontwikkelingen interconnectie

De interconnectiecapaciteit (elektriciteitsverbindingen met andere landen) stijgt van ruim 9 GW in 2022 naar 12,8 GW in 2030. Hierdoor kan Nederland meer elektriciteit exporteren als het aanbod groter is dan de vraag en meer importeren in de omgekeerde situatie. De grote vraag is echter of onze buurlanden op onze overschotten zitten te wachten of dat zij ons juist kunnen helpen wanneer wij capaciteit nodig hebben. Ook zij plaatsen immers steeds meer weersafhankelijke productiecapaciteit en faseren regelbaar vermogen uit. TenneT verwacht dat de overschotten en tekorten van Nederland voor een aanzienlijk deel samenvallen met die van Duitsland, Denemarken en België en minder met die van het Verenigd Koninkrijk en Noorwegen. Vooral de interconnectiecapaciteit met die laatste twee landen kan dus op de juiste momenten flexibel vermogen opleveren.

Ontwikkelingen curtailment

Het afregelen van hernieuwbare elektriciteitsproductie, ook wel ‘curtailment’ genoemd, gebeurt steeds actiever, vooral op momenten waarop het aanbod van elektriciteit groter is dan de vraag. De afgelopen tijd zijn bestaande wind- en zonneparken op land daarvoor geschikt gemaakt, voor zover ze dat niet al waren. Daarnaast is er een kleine groep huishoudens (met een dynamisch contract) die handmatig of automatisch hun zonnepanelen uitzet wanneer hiervoor de juiste prijsprikkels aanwezig zijn. Het overgrote deel van de zonnepanelen op daken is echter ‘dom’ en wordt niet slim aangestuurd op basis van prijsprikkels of beschikbare netcapaciteit. In sommige gevallen is het wel zo dat de omvormer van zonnepaneelsystemen uitschakelt omdat de spanning in het net te hoog is opgelopen. Ook dit is feitelijk een vorm van curtailment.

Ontwikkelingen P2H en P2G

Elektrische energie kan worden omgezet in thermische energie (warmte) en chemische energie (bijvoorbeeld waterstof). Dit wordt power-to-heat (P2H) en power-to-gas (P2G) genoemd. P2H kan worden geïntegreerd met warmtenetten, waarvoor al concrete plannen zijn in Nederland. Maar de ontwikkeling van nieuwe en de verduurzaming van bestaande warmtenetten zit in een impasse, onder meer vanwege onduidelijkheid over toekomstige wet- en regelgeving.

Hoewel de Nederlandse overheid graag 4 tot 8 GW aan geïnstalleerde elektrolysecapaciteit wil hebben in 2030, wordt P2G op dit moment nog niet grootschalig toegepast en heeft nog maar één partij een definitief investeringsbesluit genomen om dit te gaan doen. Wij verwachten daarom dat het flexibele vermogen van P2G en P2H in 2030 beperkt is, maar TenneT gaat uit van 3 GW aan P2G-vermogen en 3,3 GW aan P2H-vermogen.

Ontwikkelingen elektrificatie mobiliteit en V2G

Door elektrische voertuigen ‘slim’ te laden kunnen die ook flexibel vermogen leveren. ElaadNL denkt dat er in Nederland in 2030 ongeveer 1,6 tot 2,1 miljoen elektrische personenauto’s zijn en daar komen andere elektrische voertuigen zoals bussen en bestelwagens nog bij. TenneT denkt dat dit een flexibel vermogen van 0,5 GW oplevert in 2030. Hoewel er steeds meer partijen zijn die het mogelijk maken om de eigen laadpaal slim aan te sturen, is dit nog geen standaard praktijk. Ook nog lang niet alle openbare laadpalen en laadpleinen zijn slim. Hiervoor is de laatste tijd wel veel meer aandacht gekomen, mede door de huidige congestieproblemen. We verwachten daardoor dat deze ontwikkeling zich richting 2030 zal versnellen.

Het terugleveren van elektriciteit aan het net door elektrische voertuigen, oftewel vehicle-to-grid (V2G) , is al lange tijd een belofte. In de praktijk gebeurt het echter nog nauwelijks, omdat de meeste voertuigen en/of laadpalen hier niet geschikt voor zijn. Verschillende autofabrikanten komen binnenkort met modellen die wel V2G aankunnen. Toch kan een aantal barrières rondom techniek en regelgeving de grootschalige implementatie van V2G voor 2030 nog lastig maken. Het is dus nog erg onzeker hoeveel flexibel vermogen vanuit V2G er in 2030 is.

Impact op de elektriciteitsmarkten

Richting 2030 neemt het aanbod van flexibel vermogen toe. Daarbij is het aanbod van afregelvermogen vanwege curtailment naar verwachting aanzienlijk hoger dan het aanbod van opregelvermogen. Een groter aanbod van flexibel vermogen heeft een dempend effect op de volatiliteit van de elektriciteitsprijzen op de spotmarkt. De verwachte vraag en het verwachte aanbod van elektriciteit kunnen dan immers beter op elkaar worden afgestemd. Een groter aanbod van flexibel vermogen heeft ook een stabiliserend effect op de prijzen op de congestie- en balanceringsmarkten.

Het is echter onzeker of de stijging van het aanbod van (de juiste vorm van) flexibel vermogen voldoende is om de stijgende vraag ernaar bij te houden. Dit geldt met name voor opregelvermogen in het algemeen en het opvangen van langere periodes (dagen tot weken) met weinig zon en wind in het bijzonder. Hiervoor is namelijk opregelvermogen nodig dat langere tijd kan worden ingezet. De huidige batterijtechnologie (inclusief V2G) en vraagsturing zijn hiervoor minder geschikt en de interconnectiecapaciteit kan alleen worden benut als onze buurlanden dan elektriciteit kunnen exporteren. Schaarste aan opregelvermogen kan zeker gedurende dit soort periodes leiden tot hoge prijzen op de spot- en balanceringsmarkten.

Ook de congestiemarkt heeft veel baat bij meer flexibel vermogen. Daarbij is het niet alleen de hoeveelheid flex van belang, maar ook de locatie. Er is momenteel te weinig aanbod van flexibel vermogen op de congestiemarkt en het ziet er niet naar uit dat daar op korte termijn veel verbetering in komt.

Het is lastig om precies te voorspellen hoeveel flexibel vermogen beschikbaar is in 2030, omdat een toename van het aanbod van flexibel vermogen het verdienvermogen van bestaand en nieuw flexibel vermogen vermindert. Meer flexibel vermogen leidt immers tot minder prijsvolatiliteit op de spotmarkt en lagere prijzen op de congestie- en balanceringsmarkten. Dit kannibalisatie-effect kan op een bepaald moment het aanbod van nieuw flexibel vermogen – met name dat van stand-alone batterijen – afremmen.

[5] Elektolysers zijn apparaten die met behulp van elektriciteit water (H₂O) opsplitsen in waterstof (H₂) en zuurstof (O₂).

[6] Batterijen groter dan 1 MWh.

Ontwikkelingen

Nederland heeft te maken met flinke netcongestieproblemen. Het meest recente overzicht van de status van de netten voor grootverbruikaansluitingen staat op deze kaarten. Ondanks verschillende actieplannen van de Nederlandse overheid en de ACM om netcongestie aan te pakken en ondanks recordinvesteringen die netbeheerders doen om het elektriciteitsnet uit te breiden, geven de netbeheerders ondertussen zelf aan dat de problemen nog zeker tien tot vijftien jaar zullen duren. Tot 2030 worden de problemen eerder groter dan kleiner.

Impact op de elektriciteitsmarkten

Netcongestie beïnvloedt een aantal andere variabelen die uiteindelijk weer een impact hebben op de elektriciteitsmarkten. Om te beginnen heeft netcongestie effect op de totale en flexibele vraag naar elektriciteit. Door de beperkte capaciteit van het elektriciteitsnet kunnen eindgebruikers immers minder makkelijk meer elektriciteit consumeren en/of hun elektriciteitsvraag flexibiliseren. Dit kan leiden tot meer prijsvolatiliteit op de groothandelsmarkten. Aan de andere kant kan netcongestie het aanbod van extra weersafhankelijke productiecapaciteit van elektriciteit belemmeren, in het algemeen én in het bijzonder op momenten met veel wind en zon. Dit heeft dan weer een stabiliserend effect op de volatiliteit van elektriciteit op de handelsmarkten.

Verder is netcongestie een belangrijke aanjager voor het installeren van batterijen ‘achter de meter’ bij wind- en zonneparken en bij bedrijven die eigenlijk een nieuw of groter transportcontract wilden afsluiten. Deze batterijcapaciteit kan vaak ook (deels) worden ingezet voor handel op de elektriciteitsmarkten. Tot slot hebben congestieproblemen een direct effect op de congestiemarkt: meer congestie leidt tot een grotere vraag naar lokaal flexibel vermogen.

Ontwikkelingen

De afgelopen jaren zijn de tarieven van netbeheerders flink gestegen. Voor kleinverbruikers gaat het om een stijging van 50 tot 90 procent in de afgelopen vijf jaar, afhankelijk van de grootte van de aansluiting en de netbeheerder. De nettarieven voor industriële grootverbruikers zijn gestegen van enkele euro’s per MWh in 2020 naar 18 euro per MWh in 2024.[7]

Als het uitgangspunt blijft dat de nettarieven kostendekkend moeten zijn, zullen de tarieven op de langere termijn blijven stijgen aangezien de netbeheerders de komende jaren miljarden extra investeren in elektriciteitsinfrastructuur. Dit uitgangspunt staat momenteel dan ook ter discussie. Mogelijk wordt in de toekomst een deel van de kosten van de netbeheerders gedekt uit algemene middelen van de overheid, wat de nettarieven drukt.

Grootverbruikers die enkel elektriciteit leveren aan het net en dus geen elektriciteit afnemen (oftewel zonne- en windparken) hebben hier (nog) geen last van: zij betalen geen transportkosten.[8] Deze vrijstelling staat ter discussie, maar er is nog geen concreet voorstel voor het invoeren van een zogenaamd producententarief. Mocht dit in de toekomst wel worden ingevoerd, dan kan dit gevolgen hebben voor de ontwikkeling van nieuwe wind- en zonneparken.

Grootschalige, stand-alone batterijen hebben wel last van de hoge nettarieven. TenneT en de ACM werken aan een aantal voorstellen die kunnen leiden tot maximaal 65 procent korting op de transporttarieven voor partijen die rechtstreeks zijn aangesloten bij TenneT. Daarmee wordt de businesscase interessanter. In het rapport Monitoring Leveringszekerheid 2024 doet TenneT echter de aanname dat er slechts 4 GW (2 GW stand-alone en 2 GW bij zonneparken) aan grootschalige batterijcapaciteit komt in 2030 en dan rekent TenneT al met de toepassing van de kortingen op de transporttarieven.

In andere landen zijn elektrolysers vaak vrijgesteld van het betalen van transportkosten. Daarom is het bijvoorbeeld aantrekkelijker om in Duitsland te investeren in P2G.

Ook grootverbruikers die hun energieverbruik willen elektrificeren en flexibiliseren lopen tegen de hoge nettarieven aan. De tarieven dragen ook bij aan het sluiten of afschalen van grote industriële bedrijven die veel elektriciteit verbruiken. Daarmee is er een relatie tussen de nettarieven en de vraag naar elektriciteit en het aanbod van flexibel vermogen uit industriële vraagsturing.

Impact op de elektriciteitsmarkten

De nettarieven hebben indirect impact op de elektriciteitsmarkten, omdat ze de elektrificatie en flexibilisering van de energievraag op dit moment belemmeren en omdat ze een hindernis zijn voor de investering in grootschalige batterijopslag en groene waterstofproductie.

[7] Daarnaast is begin 2024 de zogenaamde volumecorrectieregeling (VCR) afgeschaft. Via deze regeling konden bepaalde grootverbruikers, die op constante basis veel elektriciteit verbruiken, tot 90 procent korting krijgen op hun nettarieven.

[8] Transportkosten zijn een belangrijk onderdeel van de tarieven van netbeheerders voor grootverbruikers.

Hoewel Nederland steeds minder elektriciteit opwekt met gas- en kolencentrales, zijn deze centrales op veel momenten nog wel prijszettend op de day-aheadmarkt aangezien de duurste centrale die wordt ingezet op een bepaald moment de prijs van dat moment bepaalt. Daarom heeft een eventuele plotselinge stijging van de prijs van aardgas alsnog relatief veel impact op de toekomstige elektriciteitsprijzen.

Nadat de aardgasprijs in augustus 2022 piekte op bijna 350 euro per MWh, is de prijs weer gezakt en schommelt deze nu rond de 30 euro per MWh. Op de langetermijnmarkt liggen de prijzen voor aardgas[9] voor de komende paar jaar rond hetzelfde niveau. Het Internationaal EnergieAgentschap (IEA) gaat er in zijn meest recente World Energy Outlook van uit dat de aardgasprijzen in Europa richting 2030 dalen door een toenemend aanbod van LNG[10]. Het PBL hanteert een grote bandbreedte, zoals te zien is in tabel 2. Uiteraard kunnen onverwachte (geopolitieke) ontwikkelingen dit beeld plotseling radicaal veranderen.

Steenkool was in 2023 relatief duur ten opzichte van aardgas waardoor de kolencentrales weinig zijn ingezet. De verwachtingen voor het toekomstige prijsniveau lopen erg uiteen. Daardoor is het lastig om aan te geven hoe vaak de Nederlandse kolencentrales de komende jaren zullen worden ingezet en of ze dan prijszettend zijn of niet.

Naast de prijs van de grondstoffen heeft ook de prijs van Europese emissierechten invloed op de kosten van elektriciteit geproduceerd met aardgas en steenkool. Die prijs schommelt nu rond de 75 euro per ton CO2-equivalent[11]. Het PBL doet de aanname dat deze prijs in 2030 tussen 87 en 149 euro per ton ligt. Bij gelijkblijvende prijzen van aardgas en steenkool betekent dit dus een hogere prijs voor elektriciteit geproduceerd met deze grondstoffen.

[9] De prijzen voor cal-25, cal-26 en cal-27 voor Dutch TTF natural gas futures op ICE Endex.

[10] Liquified Natural Gas, oftewel vloeibaar aardgas dat via schepen kan worden aangevoerd.

[11] Een CO₂-equivalent is een eenheid die aangeeft hoeveel de uitstoot van een bepaald broeikasgas bijdraagt aan de opwarming van de aarde, omgerekend naar het effect van één kilogram CO₂.

In tegenstelling tot sommige andere Europese landen leunt de Nederlandse elektriciteitssector meer op het zogenaamde energy-only principe dan op een capaciteitsmarkt. Dit houdt in dat marktpartijen in veel mindere mate een vergoeding krijgen voor het beschikbaar stellen van productiecapaciteit. Investeerders moeten hun geld voornamelijk terugverdienen met de daadwerkelijke inzet van deze capaciteit (dus met het produceren van elektriciteit)[12]. Op langere termijn geeft dit risico’s voor de leveringszekerheid, aangezien regelbare, thermische elektriciteitscentrales door de opkomst van zonne- en windenergie steeds minder uren per jaar elektriciteit kunnen produceren.

Juist daarom is het belangrijk dat investeerders erop kunnen vertrouwen dat overheden bij hoge prijzen niet ingrijpen. Hoge prijzen - die in extreme situaties kunnen voorkomen - kunnen noodzakelijk zijn om bepaalde productiefaciliteiten rendabel te maken of houden. Doordat de Europese Commissie naar aanleiding van de extreme prijsstijgingen ingreep in de elektriciteitsmarkt in 2021 en 2022 is dit vertrouwen geschaad.

De Europese Unie is ook bezig met hervormingen voor de elektriciteitsmarkten.

[12]Uitzondering hierop zijn zogenaamde black-startvoorzieningen. Dit zijn elektriciteitscentrales die het elektriciteitsnet weer onder spanning kunnen brengen in het geval van een black-out. Black-outs komen in Nederland tot op heden echter niet voor, waardoor dergelijke faciliteiten naar verwachting zelden tot nooit zullen worden ingezet. Toch moet de investering worden terugverdiend. Dit kan doordat TenneT de investeerders een vergoeding geeft voor het beschikbaar stellen van black-startvermogen.

De belangrijkste variabelen en hun directe impact op de verschillende markten staan in tabel 3. Hieruit blijkt dat er veel onzekerheid is over de toekomstige ontwikkelingen van de elektriciteitsmarkten. Onder meer keuzes van de overheid hebben een grote impact. Wel is duidelijk dat er een groeiende vraag is naar (lokale) flexibiliteit. Particulieren en bedrijven die in staat zijn om hierop in te spelen, kunnen hier van profiteren. Andersom kunnen bedrijven en particulieren die dit niet doen te maken krijgen met hogere kosten voor hun elektriciteitsverbruik. Het is dus zaak om hier strategisch over na te denken.

De elektriciteitssector is flink in beweging. In 2023 was de helft van de geproduceerde elektriciteit hernieuwbaar, steeds meer consumenten wekken hun eigen elektriciteit op en de vraag naar warmte en vervoer wordt langzaam geëlektrificeerd. Dit alles heeft onder andere impact op de belasting van het elektriciteitsnet, de balans tussen vraag en aanbod, de leveringszekerheid en de prijs van elektriciteit. Deze ontwikkelingen zorgen voor zowel risico’s als kansen voor iedereen die gebruik maakt van elektriciteit. Om deze kansen en risico’s beter te begrijpen, komt RaboResearch met een serie artikelen waarin we de Nederlandse elektriciteitssector toelichten. In het vorige deel beschreven we de verschillende elektriciteitsmarkten. In dit deel geven we een overzicht van de belangrijkste ontwikkelingen die van invloed zijn op de elektriciteitsmarkten en welke invloed ze kunnen hebben. Hierna volgt nog één deel.

Eerder verschenen: