De Nederlandse elektriciteitssector - deel 4: Kansen en risico’s voor bedrijven en huishoudens bij veranderende elektriciteitsmarkten

Onderstaande tabel vat dit artikel samen. Als je nog niet bekend bent met de spelers in de elektriciteitssector en de werking van de verschillende Nederlandse elektriciteitsmarkten, dan is het aan te raden om ten minste de eerste twee delen van deze serie te lezen.

Langetermijnmarkt

De Nederlandse langetermijnmarkt voor elektriciteit is niet erg liquide; er wordt dus weinig gehandeld in futures voor Nederlandse stroom. Er is wel wat handel in contracten voor basislast[1] voor het volgende kalenderjaar en het jaar daarna, maar nauwelijks tot geen handel in contracten voor kortere periodes of voor pieklast. De Duitse langetermijnmarkt is de meest liquide markt in Europa. De Duitse prijzen zijn redelijk vergelijkbaar met de Nederlandse. In tabel 2 is een dalende trend te zien voor de prijzen voor basislastcontracten. Dit impliceert dat de markt verwacht dat de gemiddelde stroomprijzen de komende jaren gaan dalen. Dat is niet zo gek, aangezien op dit moment ook de toekomstige aardgasprijzen relatief stabiel zijn en zelfs licht dalen.[2] Uiteraard kan dit beeld van de ene op de andere dag veranderen door onvoorziene omstandigheden zoals geopolitieke ontwikkelingen.

[1] Basislast betreft een vlakke afname/productie van elektriciteit over de gehele periode.

[2] Bron: ICE Endex Dutch TTF Natural Gas Futures

In Nederland zijn de afgelopen jaren voor veel grootschalige zonne- en windparken vasteprijs-PPA’s afgesloten met grote, kredietwaardige afnemers van elektriciteit. Aangezien er niet veel van zulke afnemers zijn, is het onwaarschijnlijk dat dit op dezelfde manier voor alle nieuw te bouwen parken gebeurt. Daarom verwacht RaboResearch dat ontwikkelaars van nieuwe hernieuwbare-energieprojecten (voornamelijk offshore wind) de prijs van de toekomstige productie steeds vaker vastzetten door middel van futures. Daarmee neemt de handel op de futuresmarkt toe. Voor de financierbaarheid van nieuwe parken is het echter belangrijk om voor langere tijd zekerheid te hebben over de prijzen, het liefste voor tien jaar of meer, zeker als er geen inkomstengarantie is in de vorm van subsidie.

Day-aheadmarkt

De day-aheadmarkt is een volatiele markt waarop de prijs per uur flink kan variëren. Tot en met 2020 was de volatiliteit relatief beperkt, maar de energietransitie en de oorlog in Oekraïne hebben daar verandering in gebracht. Dit is te zien in figuur 1.

De energietransitie heeft tot op heden op bepaalde momenten[3] vooral een prijsverlagend effect; er zijn steeds meer uren met lage en negatieve prijzen, en in 2023 is voor het eerst een prijs van -500 euro per MWh bereikt[4] (zie tabel 3). De oorlog in Oekraïne en de daaruit voortkomende extreem hoge aardgasprijzen hadden vooral een impact op de hoogte van de maximumprijzen in 2021 en 2022. De volatiliteit van de day-aheadmarkt was in deze jaren dan ook extreem. Omdat de prijs van aardgas ondertussen redelijk is gestabiliseerd, zijn de maximumprijzen van elektriciteit gedaald en is ook de volatiliteit afgenomen, al is de markt nog niet teruggekeerd op het niveau van 2020.

[3] Het is niet bewezen dat de energietransitie tot nu toe heeft geleid tot een lagere energierekening voor consumenten.

[4] Op dat moment (en ook op het moment van publicatie van dit artikel) is dat de geldende minimumprijs. De maximumprijs bedraagt momenteel 4.000 euro/MWh.

De volatiliteit op de day-aheadmarkt blijft de komende jaren naar verwachting relatief hoog ten opzichte van 2020 door de toename van weersafhankelijke productiecapaciteit. Hierdoor neemt het aantal uren met negatieve prijzen toe en zakt de gemiddelde prijs. De volatiliteit wordt naar verwachting echter niet zo extreem als in 2021 en 2022, omdat de prijspieken minder hoog zullen zijn[5] en omdat er een toename is van flexibel vermogen, zoals batterijopslag en vraagsturing door bedrijven en huishoudens.

Vanaf 2030 kan juist het aantal uren met (zeer) hoge elektriciteitsprijzen toenemen, doordat er dan mede vanwege de geplande sluiting van de bestaande kolencentrales minder mogelijkheden zijn om het verwachte aanbod van elektriciteit aan te passen aan de verwachte vraag. Dit probleem zal zich vooral voordoen tijdens langere periodes (dagen tot weken) waarin er weinig zon en wind is. Waar nu de aardgas- of kolenprijzen vaak bepalend zijn voor de hoogte van de prijspieken op de day-aheadmarkt, kan een schaarste aan niet-weersafhankelijk regelbaar productievermogen vanaf 2030 de hoogte van de prijspieken bepalen. Tegelijkertijd zullen rond die tijd juist minder uren met negatieve prijzen ontstaan, omdat meer assets, zoals windturbines of zonnepanelen, zullen worden afgeschakeld bij negatieve prijzen[6] en omdat er dan nog meer flexibel vermogen is.

Het verhandelde volume op de day-aheadmarkt is de afgelopen jaren toegenomen tot ongeveer 50 TWh. De elektriciteitsconsumptie is in die periode nauwelijks veranderd. Dit geeft aan dat er meer handelstransacties plaatsvinden bij een vergelijkbare vraag.

Intradaymarkt

Zoals al aangegeven in deel 2 uit deze serie is er geen sprake van uniforme prijsvorming op de intradaymarkt. Dat maakt het lastig om iets over de prijsontwikkelingen te zeggen. Wel blijkt uit de Annual Market Update 2021 van TenneT dat het aantal transacties en de verhandelde volumes op deze markt tussen 2019 en 2021 zijn gestegen. Volgens TenneT suggereert dit dat er een groeiende afwijking is tussen de voorspellingen van de day-aheadmarkt en de werkelijkheid. Dit is te verklaren door de groeiende invloed van het weer op de elektriciteitsproductie. Het grootste deel van de transacties op de intradaymarkt vindt plaats in de middag, gevolgd door de avond. ’s Nachts en in de ochtend vinden de minste transacties plaats, wat logisch is omdat de tijd tussen sluiting van de day-aheadmarkt en de daadwerkelijke productie en levering van elektriciteit het kortst is voor deze dagdelen. Het grootste deel van de transacties op de intradaymarkt vindt plaats één tot drie uren voor levering.

De intradaymarkt is veel kleiner dan de day-aheadmarkt. Er wordt in Nederland ongeveer 5 tot 9 TWh per jaar op deze markt verhandeld. Dit volume kan de komende jaren aanzienlijk toenemen, omdat BRP’s in toenemende mate op het laatste moment hun portfolio willen bijwerken, bijvoorbeeld op basis van actuele weersinformatie.

[5] Aangenomen dat de aardgasprijs relatief stabiel blijft.

[6] Nu draait bijvoorbeeld de Amercentrale vaak door bij negatieve prijzen omdat deze centrale ook warmte levert voor het warmtenet. Daar gaan ze mee stoppen. Verder is de verwachting dat zonnepanelen op daken bij huishoudens in toenemende mate slim zullen worden aangestuurd en dus ook gaan reageren op prijssignalen. Ten slotte zullen grootschalige wind- en zonneparken die tegen die tijd geen subsidie meer ontvangen sneller afschakelen bij negatieve prijzen.

De vraag naar balanceringsvermogen en -energie neemt de komende jaren toe, omdat er meer zonnepanelen en windturbines worden geïnstalleerd (zie deel 3 uit deze serie). Wind en zon laten zich niet perfect voorspellen, waardoor zelfs kleine afwijkingen bij veel geïnstalleerd vermogen een aanzienlijk effect kunnen hebben op de balans van het elektriciteitssysteem. Tegelijkertijd neemt ook het aanbod van flexibel vermogen toe en worden stabiele tot licht dalende aardgasprijzen verwacht. Alles bij elkaar verwachten we daarom dat de gemiddelde vergoedingen voor het leveren van balanceringscapaciteit en -energie de komende jaren niet stijgen en mogelijk zelfs dalen. De vergoedingen voor opregelvermogen kunnen tijdens (langdurige) periodes met weinig zon en wind echter juist hoog zijn.

FCR-markt

De grootte van de FCR-markt is gerelateerd aan de uitval van de grootste opwekker of verbruiker in het gesynchroniseerde Europese netwerk. Op dit moment moet in totaal 3.000 MW aan FCR-capaciteit worden gecontracteerd door de gezamenlijke TSO’s. TenneT moet daarvan in 2024 minimaal 110 MW (en maximaal 210 MW) contracteren. Van die 110 MW moet TenneT minstens 30 procent – oftewel 33 MW – contracteren in Nederland. Het overige vermogen mag het ook contracteren in het buitenland. Andersom mogen buitenlandse TSO’s een deel van hun FCR-vermogen ook inkopen in Nederland. Voor het deel dat niet in Nederland gecontracteerd hoeft te worden, is er dus internationale prijsconcurrentie.

Volgens informatie van Entso-e is de afgelopen vijf jaar dagelijks gemiddeld ongeveer 55 MW aan FCR-capaciteit in Nederland gecontracteerd. Hieruit blijkt dat Nederlands FCR-vermogen relatief duur is ten opzichte van buitenlands FCR-vermogen. De toename van opgesteld batterijvermogen in Nederland leidt er naar verwachting toe dat TenneT de komende jaren meer FCR-capaciteit binnen Nederland contracteert, oplopend tot 120 MW in 2033. Desalniettemin blijft de FCR-markt relatief klein.

Zoals eerder beschreven in deze serie, werkt de FCR-markt met marginal pricing[7]. In 2021 en 2022 lag de gemiddelde prijs hoog vanwege de toenmalige zeer hoge aardgasprijzen (zie tabel 4). Op dat moment speelden gasgestookte thermische centrales een grotere rol in het aanbod van FCR-vermogen dan nu. Nu leveren batterijen bijna al het FCR-vermogen. Toch kan de aardgasprijs nog steeds van invloed zijn op de FCR-prijzen. Hoge aardgasprijzen leiden namelijk tot hogere prijzen op de spotmarkten (op de momenten waarop de aardgascentrales prijszettend zijn), waardoor de opportuniteitskosten[8] van de inzet van batterijen op de FCR-markt toeneemt en daarmee normaliter ook de FCR-prijzen.

[7] Alle geselecteerde partijen ontvangen de prijs van de duurste geselecteerde aanbieder.

[8] Opportuniteitskosten reflecteren de kosten van de beste gemiste kans. Als een batterij op de day-aheadmarkt veel geld kan verdienen, waarom zou je deze dan tegen lagere vergoedingen aanbieden op de FCR-markt?

In 2023 zakte de gemiddelde vergoeding voor FCR-vermogen weer naar het vooroorlogse niveau, ware het niet dat TenneT op 2 november 2023 tussen 16.00 en 20.00 uur de extreme prijs van bijna 20.000 euro per MW per uur moest betalen, ongeveer duizend keer meer dan normaal. Door een combinatie van omstandigheden waren er niet voldoende andere biedingen beschikbaar en werd deze dure bieding geselecteerd. Sindsdien is het volume aan biedingen (met lagere prijzen) voor FCR toegenomen, waardoor TenneT de kans relatief klein acht dat een dergelijke hoge bieding ooit weer prijszettend is. Zonder deze uitschieter lag de gemiddelde prijs in 2023 rond de 13 euro per MW per uur. Tussen juli 2020 - toen de FCR-markt overging van contracten per dag naar contracten per tijdsblok - en april 2024 leverde het tijdsblok van acht tot twaalf uur ’s avonds gemiddeld de laagste vergoedingen op en het tijdsblok van vier tot acht uur ’s ochtends de hoogste. Dit is exclusief de eenmalige uitschieter in november 2023 (zie figuur 2).

RaboResearch verwacht dat de gestabiliseerde aardgasprijzen en de toenemende batterijcapaciteit ervoor zorgen dat de toekomstige vergoedingen niet stijgen en mogelijk verder dalen.

aFRR-markt

Vooralsnog wordt aFRR-vermogen voor Nederland door TenneT enkel in Nederland gecontracteerd. Sinds 2021 ging het om gemiddeld ongeveer 340 MW aan opregelvermogen en 390 MW afregelvermogen per dag.[9] Hoewel er gemiddeld meer afregel- dan opregelvermogen wordt gecontracteerd, liggen de prijzen voor opregelvermogen gemiddeld ongeveer 25 procent hoger (zie tabel 5). In het algemeen is ook bij de aFRR-vergoedingen het effect van de hoge aardgasprijzen van de afgelopen jaren goed te zien; de gemiddelde prijzen in 2024 liggen tot nu toe ruim 3,5 keer lager dan in het topjaar 2022. Ook de volatiliteit van de prijzen is sterk gedaald.

[9] Tot 2021 werd er synchroon capaciteit gecontracteerd. Sinds 2021 is dit opgesplitst in aparte contracten voor afregel- en opregelvermogen.

Het totale gecontracteerde FRR-vermogen (aFRR+mFRR) zal significant toenemen zodra rond 2030 grote aanlandingskabels van nieuw te bouwen windparken op de Noordzee zijn aangelegd. Uitval van dergelijke grote kabels kan namelijk in één keer veel onbalans veroorzaken. Daarom verwacht TenneT dat het gezamenlijke gecontracteerde opregelvermogen voor FRR toeneemt van 1.260 MW in 2023 (340 aFRR + 920 MW mFRR) tot 2.000 MW in 2030. Het gezamenlijke gecontracteerde afregelvermogen voor FRR neemt naar verwachting toe van 1.280 MW in 2023 (400 aFRR + 880 mFRR) tot 1.800 MW in 2030. Hiermee groeit dus de vraag naar capaciteit. Daar staat tegenover dat ook het aanbod zal toenemen, zeker als de FRR-capaciteitsmarkten worden omgezet van 24 naar 4 uur. TenneT verwacht dat met name batterijen en zelfs windparken dan zowel opregel- als afregelcapaciteit gaan aanbieden. Daarnaast gaat TenneT in de toekomst mogelijk met andere TSO’s gezamenlijk aFRR-capaciteit contracteren, net zoals nu al met FCR-capaciteit gebeurt. Het idee is dat hiermee de kosten voor de TSO’s (en daarmee de opbrengsten voor de aanbieders) dalen. Al met al dalen de gemiddelde aFRR-capaciteitsvergoedingen naar verwachting tot 2030, hoewel de prijzen voor opregelvermogen in (langdurige) periodes met weinig zon en wind tijdelijk hoog kunnen zijn. Zodra de FRR-capaciteitsmarkten worden vergroot, stabiliseert de prijs naar verwachting.

In tegenstelling tot de FCR-markt, hanteren de FRR-markten ook een leveringsvergoeding voor geactiveerd vermogen. Let op: Bij de door TenneT vastgestelde en gepubliceerde prijzen voor geactiveerd afregelvermogen betekenen positieve bedragen dat de BSP’s deze moeten betalen aan TenneT. Negatieve bedragen moet TenneT uitkeren aan de BSP’s. Om dit te verduidelijken zijn de positieve bedragen voor geactiveerd afregelvermogen in tabel 6 rood weergegeven. Ten opzichte van piekjaar 2022 is er vorig jaar minder aFRR-vermogen geactiveerd, wat er op duidt dat de markt op voorhand beter in staat was aanbod en verbruik goed op elkaar af te stemmen.

Kijkend naar de prijzen valt op dat BSP’s doorgaans bereid zijn om te betalen om afregelvermogen te leveren via de aFRR-markt. Indien afregelvermogen wordt geleverd door productie af te regelen, zijn BSP’s vaak bereid om te betalen, omdat de elektriciteit die ze nu niet meer hoeven te leveren vaak al is verkocht, bijvoorbeeld via de day-aheadmarkt. Deze opbrengsten mogen de BSP’s houden.[10] Bovendien besparen ze op de inzet van brandstoffen als het gaat om het afregelen van een thermische centrale. Hierdoor kan een aanbieder van afregelvermogen nog steeds geld verdienen door bij te betalen om de productie van elektriciteit af te regelen.[11] BSP’s kunnen afregelvermogen ook leveren door meer elektriciteit te verbruiken, bijvoorbeeld door een batterij op te laden. Als de batterij-exploitant verwacht dat hij deze elektriciteit later voor een hoger bedrag weer kan verkopen, kan het interessant zijn om te betalen voor het laden van de batterij. Opvallend genoeg is de gemiddelde prijs voor geactiveerd afregelvermogen in 2024 tot nu toe negatief. Dat wil zeggen dat BSP’s geld ontvangen van TenneT om bijvoorbeeld een windpark af te regelen of een batterij op te laden.

De gemiddelde prijs van zowel geactiveerd opregel- als afregelvermogen lag hoog in de jaren met zeer hoge aardgasprijzen. Nu deze weer minder extreem zijn, dalen ook de gemiddelde prijzen voor geleverde aFRR-energie. Dit geldt echter niet voor de volatiliteit van de prijzen. Sterker nog, de volatiliteit van de prijs van geactiveerd opregelvermogen is hoger dan ooit. Dit betekent dat het moment van activatie erg bepalend is voor de hoeveelheid geld die een aanbieder van aFRR-vermogen kan verdienen. Omdat de inzet van batterijen geen brandstofkosten met zich meebrengt en het aanbod van batterijen op deze markt toeneemt, verwacht RaboResearch dat de gemiddelde prijs voor geactiveerd aFRR-vermogen de komende jaren niet stijgt en mogelijk verder zal dalen.

Onbalansmarkt

Zoals uitgebreid toegelicht in deel 2 uit deze serie, is de onbalansmarkt geen echte markt maar betreft het een financiële verrekening voor BRP’s die afwijken van hun eigen E-programma (de prognose van afname en invoeding van het portfolio van een BRP per kwartier). Afwijkingen kunnen onbewust zijn, bijvoorbeeld doordat het meer of minder waait dan verwacht, maar ook bewust omdat men in dat geval verwacht geld te kunnen verdienen. Hoeveel geld een BRP kan verdienen (of verliezen), hangt af van onbalansprijs op dat moment en van de zogenaamde regeltoestand.

TenneT onderscheidt vier regeltoestanden. Grofweg komt het erop neer dat de TSO in regeltoestand -1 via de aFRR-markt vermogen moet laten afregelen vanwege een overschot aan elektriciteit in het systeem. Het omgekeerde geldt voor regeltoestand +1. In regeltoestand 2 moet vermogen zowel worden op- als afgeregeld.[12] Als er in een kwartier helemaal geen vermogen wordt op- of afgeregeld via de aFRR-markt, geldt regeltoestand 0.

De onbalansprijs per kwartier wordt doorgaans bepaald door de hoogst geactiveerde prijs voor opregelen en de laagst (want negatieve bedragen) geactiveerde prijs voor afregelen op de aFRR-markt. In regeltoestand 2 verloopt de vaststelling van de onbalansprijs doorgaans echter op een andere manier.

[10] De leveringsverplichting voor deze energie wordt overgenomen door andere partijen.

[11] Ook Garanties van Oorsprong (GvO’s) en subsidies kunnen nog inkomsten opleveren.

[12] Regeltoestand -1 is ook van toepassing op situaties waarbij er ook wordt afgeregeld, maar waarbij het verschil tussen het geactiveerde opregelvermogen en het geactiveerde afregelvermogen continu daalt of constant is. Het omgekeerde geldt voor regeltoestand +1. In regeltoestand 2 is er geen sprake van een constant of continu verschil tussen het geactiveerde opregel- en afregelvermogen. Bron: TenneT, 2022

Enkele voorbeelden

Stel dat een BRP van tevoren aan TenneT heeft doorgegeven dat zijn klanten de volgende dag tussen 10.00 uur en 10.15 uur in totaal netto 0 MWh elektriciteit afnemen en invoeden. In werkelijkheid blijkt dat de klanten van deze BRP netto 30 MWh elektriciteit hebben geleverd, terwijl het systeem op dat moment elektriciteit tekort kwam (regeltoestand +1). In dat geval ontvangt de BRP voor de extra geleverde 30 MWh (het overschot in het portfolio van de BRP) de dat kwartier geldende onbalansprijs voor tekorten in de markt. In 2023 bedroeg dit gemiddeld 198 euro per MWh (zie tabel 7), meer dan de gemiddelde day-aheadprijs van dat jaar van 96 euro per MWh (zie tabel 3). Als de BRP in dit voorbeeld echter had bijgedragen aan het tekort in de markt, dan had deze partij 20 euro per MWh moeten betalen (zie tabel 8).

Nog een voorbeeld: een BSP ziet dat TenneT tussen 10.00 en 10.08 uur opregelvermogen heeft ingezet via de aFRR-markt, omdat er een tekort aan elektriciteit is in het systeem (regeltoestand +1). De BRP besluit om passief opregelvermogen te leveren, met de verwachting daar 198 euro per MWh voor te ontvangen. Veel andere partijen denken hetzelfde en gaan ook passief opregelvermogen leveren. Daardoor slaat het tekort in de markt om in een overschot en moet TenneT tussen 10.13 en 10.15 uur juist afregelvermogen inzetten. Hierdoor ontstaat regeltoestand 2, waardoor de onbalansprijs voor dat kwartier op een andere manier tot stand komt. Nu ontvangen de BSP’s die opregelvermogen hebben geleverd geen 198 euro per MWh, maar slechts 9 euro per MWh (zie tabel 7). Dat is mogelijk niet voldoende om de marginale kosten ervan te dekken, afhankelijk van de manier waarop het opregelvermogen is geleverd. Bovendien zou het geleverde opregelvermogen meer geld hebben opgebracht als dit was verkocht via de day-aheadmarkt. Achteraf gezien was het dus niet slim om (zo veel) passief opregelvermogen te leveren.

Uiteraard zeggen gemiddelde jaarprijzen eigenlijk niets en is het beter om per kwartier te kijken naar de dan geldende prijzen. Als je dat doet, lag de day-aheadprijs de afgelopen jaren in 93 procent van de gevallen hoger dan de onbalansprijs voor opregelvermogen op de momenten waarin sprake was van regeltoestand 2. Als regeltoestand 2 geldt, is het dus meestal onaantrekkelijk om passief opregelvermogen te leveren. Sterker nog, waar BSP’s verwachten geld te ontvangen voor passief geleverd opregelvermogen, moesten ze dit kalenderjaar tot nu toe in meer dan de helft van de gevallen juist geld betalen bij regeltoestand 2. Dit percentage is de afgelopen twee jaar sterk toegenomen. Daarnaast zijn de onbalansprijzen erg volatiel, dit jaar tot nu toe zelfs volatieler dan in 2023 en vaak zelfs volatieler dan in de zeer onrustige jaren 2021 en 2022.

Dit betekent dat er potentieel meer geld te verdienen is op de onbalansmarkt dan op de day-aheadmarkt, maar dat het risico van handel op de onbalansmarkt ook groter is. Het is namelijk van tevoren niet zeker welke prijs er gaat gelden. TenneT maakt de prijzen in regeltoestand 2 bewust onaantrekkelijk, omdat het wil voorkomen dat partijen te veel passief meebalanceren en zo een tekort in het systeem laten omslaan in een overschot of andersom.

Toch laat tabel 9 zien dat er dit kalenderjaar tot nu toe in verhouding meer kwartieren met regeltoestand 2 waren dan in voorgaande jaren. Dit komt mogelijk doordat meer batterijsystemen – zowel grootschalig als kleinschalig – worden ingezet voor passieve balancering. Het is de vraag of het toenemend aantal kwartieren waarvoor regeltoestand 2 geldt een trend wordt of niet.

mFRR

Hoewel TenneT meer mFRR- dan aFRR-vermogen contracteert, liggen de prijzen van gecontracteerd mFRR-vermogen aanzienlijk lager. Terwijl de gemiddelde gecontracteerde prijs van opregelvermogen op de aFRR markt hoger ligt dan die van afregelvermogen, is dat beeld op de mFRR-markt niet zo eenduidig. Zo ligt de gemiddelde prijs van gecontracteerd afregelvermogen dit kalenderjaar tot nu toe hoger dan de prijs voor gecontracteerd opregelvermogen. Dit is te zien in de tweede en vijfde kolom in tabel 10. Bovendien is de prijs voor gecontracteerd afregelvermogen relatief volatiel.

Op dit moment leveren vooral WKK’s[13] van tuinders en andere thermische centrales noodvermogen. Er is afgesproken dat de glastuinbouw in 2040 klimaatneutraal is. Dit betekent dat tuinders de overstap moeten maken van aardgas naar andere, duurzamere manieren om hun kassen te verwarmen. Het is daarom onzeker hoe het opgestelde vermogen van WKK’s bij tuinders zich de komende jaren ontwikkelt. Ook grote industriële bedrijven, die een deel van het noodvermogen leveren, moeten verduurzamen en zullen vooral elektrificeren. Dit zou de prijs van gecontracteerd mFRR-vermogen kunnen opdrijven, met name dat van opregelvermogen. Aan de andere kant verwacht TenneT dat op termijn ook warmtepompen in combinatie met aggregaten mFRR-vermogen gaan leveren. Een toename van het aanbod van andere technieken op deze markt kan ervoor zorgen dat de prijzen juist relatief stabiel blijven.

In 2021 en 2022 werd veel vaker noodvermogen ingezet dan in de jaren ervoor, wat tekenend is voor de hectiek op de elektriciteitsmarkten in die jaren. Dit is inmiddels weer redelijk gestabiliseerd (zie tabel 11). Het valt op dat er in 2024 tot nu toe vaker afregel- dan opregelvermogen is ingezet. Normaal gesproken is dat juist andersom. Er lijkt sowieso een opwaartse trend te zijn voor de inzet van afregelvermogen. Dat kan te maken hebben met het toenemende aantal kwartieren met een overschot aan hernieuwbare elektriciteit.

[13] WKK staat voor warmtekrachtkoppeling, een apparaat dat (in de regel met behulp van aardgas) zowel elektriciteit als warmte produceert.

Een vaste formule bepaalt de leveringsvergoeding van de mFRR-markt. De prijzen die zo tot stand komen, zijn doorgaans afgeleid van de prijzen voor geactiveerd vermogen op de aFRR-markt in datzelfde kwartier. Prijsontwikkelingen op de aFRR-markt werken tot op zekere hoogte dus door in de ontwikkelingen van de leveringsvergoedingen van de mFRR-markt.

Netbeheerders kunnen via het platform GOPACS verzoeken voor redispatch uitzetten. In het tweede deel van deze serie staat meer uitleg over congestiemanagement en hoe GOPACS werkt. Tot op heden maakt voornamelijk TenneT gebruik van GOPACS. In mindere mate doen ook Liander, Enexis en Stedin dat. De andere, kleinere DSO’s maken er tot op heden geen gebruik van.

Opvallend genoeg blijven de verhandelde volumes via GOPACS dit jaar tot nu toe aanzienlijk achter (zie tabel 12). Dit komt onder andere omdat er relatief veel aan day-ahead congestiemanagement is gedaan via capaciteitsbeperkende contracten (CBC’s) op afroep. Hierdoor hoefden de netbeheerders minder redispatch in te zetten. Vooralsnog wordt de inzet van CBC’s nog niet via GOPACS geregeld, maar dat verandert in de toekomst.

De netbeheerders hopen dat meer partijen flexibel vermogen gaan aanbieden, onder andere via GOPACS. De vraag naar flexibel vermogen om congestieproblemen te voorkomen of te verlichten neemt de komende jaren namelijk toe.

In 2021 en 2022 was de situatie op de Nederlandse elektriciteitsmarkten zeer uitzonderlijk: de gemiddelde prijzen lagen hoog, absolute prijspieken waren extreem en de volatiliteit van de prijzen was gigantisch. Vrijwel niemand heeft deze situatie toentertijd zien aankomen. Hieruit blijkt dat bijvoorbeeld geopolitieke ontwikkelingen veel impact kunnen hebben en dat verwachtingen soms snel moeten worden aangepast. Ondertussen zijn de markten weer redelijk gestabiliseerd, al zijn zowel de prijzen als de volatiliteit nog steeds hoger dan voor 2021.

Los van de geopolitieke ontwikkelingen zorgt ook de energietransitie voor veranderingen op de Nederlandse elektriciteitsmarkten. Het moment waarop elektriciteit wordt geproduceerd bepaalt in toenemende mate de waarde ervan. Is er veel zon en/of veel wind, dan kan de waarde van geproduceerde elektriciteit zelfs negatief zijn. Andersom kunnen klanten die per uur een wisselende elektriciteitsprijs hebben hoge kosten maken als ze veel elektriciteit verbruiken op momenten zonder veel zon en/of wind.

Omdat zowel het aanbod van elektriciteit als het verbruik ervan steeds lastiger exact te voorspellen zijn, stijgt het risico op onbalans in de portfolio’s van BRP’s. Daarom brengen energieleveranciers hogere premies in rekening bij klanten die een relatief groot risico op onbalans met zich meebrengen, zoals klanten met zonnepanelen. Huishoudens en bedrijven die willen vasthouden aan contracten met vaste prijzen en niet-flexibele productie en afname van elektriciteit, krijgen daarom steeds vaker te maken met toeslagen op de prijzen. Het voordeel van contracten met vaste prijzen is dat alle risico’s bij andere partijen worden belegd en dat er gedurende de contractperiode zekerheid is over de kosten en/of opbrengsten. Op de langere termijn leidt dit mogelijk echter tot meer onzekerheid en hogere kosten, omdat BRP’s en energieleveranciers kunnen besluiten hun kosten op een andere manier door te berekenen. De terugleverkosten voor eigenaren van zonnepanelen zijn hiervan een voorbeeld.

Terugleverkosten stimuleren huishoudens om hun productie en verbruik van elektriciteit flexibel in te regelen en beter op elkaar af te stemmen. Hierdoor voeden ze minder elektriciteit in op het net en loopt de leverancier minder risico. Kleinverbruikers kunnen ook bewust risico’s overnemen door een dynamisch contract af te sluiten. In dat geval neemt de klant het risico van uurlijks wisselende prijzen op zich. Grootverbruikers hebben meestal de optie om elektriciteitscontracten af te sluiten waarbij ze zelf verantwoordelijk zijn voor het onbalansrisico. Tegenover het aanvaarden van bepaalde risico’s staat een (gemiddeld) gunstigere prijs per kWh. Bedrijven of huishoudens zouden deze risico’s alleen moeten aangaan als ze goed begrijpen waaraan ze beginnen, en als ze ook de mogelijkheid hebben om de overgenomen risico’s (gedeeltelijk) te managen. Voor veel grote bedrijven is het steeds vaker überhaupt onmogelijk om het onbalansrisico nog bij de energieleverancier te leggen. Voor hen is het dus extra belangrijk om strategisch na te denken over (flexibel) elektriciteitsverbruik en -productie.

Zoals ook geconcludeerd in de voorgaande delen van deze serie artikelen, kunnen huishoudens en bedrijven geld verdienen door te schuiven met hun elektriciteitsverbruik of -productie. Door te investeren in flexibel vermogen en dit op de juiste manier in te zetten, kunnen klein- en grootverbruikers hun (onbalans)risico verkleinen en profiteren van gunstige elektriciteitsprijzen. Ze kunnen geld verdienen met dienstverlening aan de netbeheerders en door te handelen op verschillende elektriciteitsmarkten. Dit laatste deel uit de serie laat echter zien dat het verdienpotentieel op de handels- en balanceringsmarkten ten opzichte van de hoogtijdagen van 2021 en 2022 flink is gedaald en dat het naar verwachting de komende jaren niet weer gaat stijgen. De onbalansmarkt is hierop een uitzondering. ‘Handelen’ op deze markt kan veel geld opleveren, maar gaat ook gepaard met aanzienlijke risico’s. Concluderend betekent dit dat huishoudens en bedrijven er goed aan te doen om te investeren in het flexibiliseren van hun elektriciteitsafname en/of -productie, maar dat ze zich tegelijkertijd moeten realiseren dat het verdienpotentieel van flexibel vermogen niet tot in de hemel reikt.

Met dank aan Pim Doodkorte voor de ruwe data van Entso-e

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.

Eerder verschenen: