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

Een energy-only-markt (EOM) vergoedt enkel de werkelijk geproduceerde stroom. Die wordt in het geval van een EOM vervolgens verhandeld op de elektriciteitsbeurs of in de over-the-counter handel (OTC) op basis van bilaterale commerciële overeenkomsten. Op de elektriciteitsbeurs kan men enkel geproduceerde megawatturen (MWh) kopen en verkopen, die van de producent via de elektriciteitsgroothandelaar uiteindelijk naar de eindgebruiker gaan.

Het enkel beschikbaar stellen van het vermogen (de capaciteit) van een centrale, wordt binnin de energy-only-markt enkel indirect vergoed, via onvoorwaardelijke leveringsakkoorden, bijvoorbeeld in de termijnhandel. In dit geval moet tegen een bepaalde termijn een bepaalde hoeveelheid stroom geleverd worden, wat uiteraard impliceert dat de nodige capaciteit om die stroom te genereren in die bepaalde periode beschikbaar moet zijn.

Enkele jaren geleden hadden experts de overtuiging dat de energy-only-markt niet in staat was om de energievoorzieningszekerheid te garanderen. Het meeste heikele punt was volgens hen dat het nodige geld voor de uitbouw van reservecapaciteit niet alleen uit de marktactiviteiten gehaald kon worden. In de praktijk bewijst de energy-only-markt echter 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 hiermee 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. Afhankelijk van 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 compenseren in Nederland bijvoorbeeld ook capaciteit uit centrales die tijdelijk zijn stilgelegd, in de 'mottenballen' staan (mothballing) of gewoonweg paraat gehouden worden.

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 wordt de stroomproductie aangepast aan het verbruik. 

Een eenvoudig voorbeeld verduidelijkt het principe: Geen enkele bakker vraagt geld voor zijn beschikbaarheid om broodjes te bakken. Hij krijgt per broodje een bepaalde verkoopprijs, volgend uit de wet van vraag en aanbod. Om geen overschot aan oude broodjes te hebben, past hij de hoeveelheid 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 een fundamentele, constante vraag naar broodjes, maar de bakker moet heel veel extra ovens onderhouden voor eventuele extra productie, 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 binnin 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 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 energieproductie niet meer rendabel is voor een groot aandeel aan hernieuwbare energieën, die uit milieuoverwegingen eigenlijk de voorkeur zouden moeten hebben, zoals de biogascentrales.

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 nauwelijks te verantwoorden zijn, ook al zouden ze maar luttele kwartiertjes per jaar voorkomen. Nationale instanties grijpen dan ook regulerend in op de prijszetting. Een voorbeeld hiervan is dat op 5 januari 2018 de Duitse nationale netwerkbeheerder een prijslimiet ingevoerd heeft voor de tarieven van regelenergie, van maximaal 9.999 euro per MW.

De argumenten omtrent het missing-money-vraagstuk zijn aannemelijk, voornamelijk vanuit het perspectief van de vroegere elektriciteitsmarkt. Deze 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 daarmee balanceringsreserve 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.

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 additionele langetermijn ecologische, economische en klimatologische kosten 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.

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 aangesloten op het net 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 dringend gevraagde megawatturen produceren.
 

Wanneer een beheerder van een centrale op een verzadigde capaciteitsmarkt ervan uitgaat dat hij zijn productiecapaciteit tegen gegarandeerde voorwaarden kan afzetten op langere termijn, zal hij niet geneigd zijn om te innoveren, aangezien zijn inkomsten ook zonder verdere ontwikkelingen binnenstromen. De overschotten dienen om de pieken op te vangen. Grote energiecentrales kunnen stroom produceren zonder rekening te houden met het werkelijke stroomverbruik. De beschikbaarheid om te produceren wordt namelijk ook vergoed, naast de werkelijk geproduceerde stroom. Daardoor ontstaat een centralistisch gestuurd, bijna plan-economisch systeem dat hoge economische en ecologische kosten met zich meebrengt en weinig nood aan innovatie creëert. 

De energy-only-markt met de bijhorende marktmechanismen daarentegen beloont de marktspelers voor innovaties en verhoogde efficiëntie: Wie zijn productie sneller levert, kan er meer geld voor vragen, en wie zijn elektriciteitsproductie aanpast aan het prijsverloop op de elektriciteitsbeurs, kan op die beurs meer euro’s per megawatt verdienen. 

Dit marktmodel overtuigt duidelijk ook vertegenwoordigers van de fossiele energiesector. Dat blijkt bijvoorbeeld uit de inspanningen van de beheerders van steenkoolcentrales om hun installaties sneller aan het verloop van de elektriciteitsprijs aan te passen. Zelfs in grote bruinkoolcentrales worden indrukwekkende technische en financiële inspanningen geleverd om systemen te voorzien waarmee het turbinevermogen snel kan worden verlaagd of uitgeschakeld.