Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS
STUDIE (F)110811-CDC-1092
over
“de evolutie van de elektriciteitsprijzen op de korte- en langetermijngroothandelsmarkt voor het jaar 2010”
uitgevoerd in toepassing van artikel 23, §2, tweede lid, 2°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt
11 augustus 2011
INHOUD INLEIDING ............................................................................................................................ 4 I. ORGANISATIE VAN DE GROOTHANDELS-ELEKTRICITEITSMARKT IN BELGIË ........ 5 I.1 Organisatie van de elektriciteitsmarkt........................................................................... 5 I.2 Definitie van de groothandelsmarkt .............................................................................. 5 I.2.1 Werking van de OTC-markt ..................................................................................... 6 I.2.2 Werking van de beursmarkt ..................................................................................... 7 I.2.2.1
Definitie .......................................................................................................... 7
I.2.2.2
Producten....................................................................................................... 7
I.2.2.3
Theoretische prijsbepaling op een beursmarkt .............................................. 8
II. EVOLUTIE VAN DE GROOTHANDELS-ELEKTRICITEITSMARKT ................................. 9 II.1 Evolutie van de spotprijs van de elektriciteitsmarkt ...................................................... 9 II.1.1 Creatie van de Belgische day-ahead markt en zijn werking ..................................... 9 II.1.1.1 Creatie van de Belgische day-ahead beursmarkt ........................................... 9 II.1.1.2 Definitie van de day-ahead markt ................................................................. 11 II.1.1.3 Werking van de day-ahead markt ................................................................. 11 II.1.2 Factoren die de spotprijs van de day-ahead markt beïnvloeden ............................ 11 II.1.2.1 Productiepark ............................................................................................... 12 II.1.2.2 Marktkoppeling ............................................................................................. 18 II.1.2.2.1 Werking van de koppeling van de day-ahead markt van november 2006 tot november 2010 ........................................................................................ 18 II.1.2.2.2 Werking van de koppeling van de day-ahead markt sinds november 201020 II.1.2.3 Meteorologie ................................................................................................ 27 II.1.2.4 Verbruik........................................................................................................ 31 II.1.2.5 Onderhoud en onbeschikbaarheid van de productie-eenheden .................... 34 II.1.3 Details per trimester van de combinatie van factoren die een invloed hebben op de prijs op de day-ahead basismarkt van Duitsland, Frankrijk, België en Nederland .. 34 II.1.3.1 Eerste trimester (januari tot maart 2010) ...................................................... 35 II.1.3.2 Tweede trimester (april tot juni 2010) ........................................................... 38 II.1.3.3 Derde trimester (juli tot september 2010) ..................................................... 40 II.1.3.4 Vierde trimester (oktober tot december 2010) .............................................. 42 II.2 Evolutie van de volumes op de spotmarkt van elektriciteit.......................................... 45 II.2.1 Uitgewisseld volume op de Belgische day-ahead markt ........................................ 45 II.2.2 Grensoverschrijdende uitwisseling ........................................................................ 47 II.2.2.1 Commerciële capaciteit ................................................................................ 47 II.2.2.2 Gebruik van de interconnectiecapaciteit ....................................................... 47 2/84
II.2.3 Probleem dat druk legt op de uitwisselingen op de Belgische day-ahead markt .... 52 II.3 Evolutie van de forwardprijs van de elektriciteitsmarkt ............................................... 55 II.3.1 Forwardprijs vergeleken met spotprijs ................................................................... 55 II.3.1.1 Risicopremie ................................................................................................ 56 II.3.1.2 Liquiditeitsniveau van de markt .................................................................... 57 II.3.1.3 Andere factoren............................................................................................ 58 II.3.2 Driemaandelijkse analyse van de factoren die de forwardprijs beïnvloeden .......... 58 II.3.2.1 Eerste trimester 2010 (januari –maart) ......................................................... 59 II.3.2.2 Tweede trimester 2010 (april-juni) ................................................................ 63 II.3.2.3 Derde trimester 2010 (juli-september) .......................................................... 64 II.3.2.4 Vierde trimester 2010 (oktober-december) ................................................... 66 II.4 Fundamentals van de elektriciteitsprijs....................................................................... 67 II.4.1 Prijs op de gasmarkt .............................................................................................. 68 II.4.1.1 Eerste trimester 2010 (januari tot maart) ...................................................... 69 II.4.1.2 Tweede trimester 2010 (april tot juni) ........................................................... 69 II.4.1.3 Derde trimester 2010 (juli tot september) ..................................................... 70 II.4.1.4 Vierde trimester 2010 (oktober tot december) .............................................. 70 II.4.2 Prijs op de steenkoolmarkt .................................................................................... 70 II.4.3 Prijs op de fuelmarkt .............................................................................................. 71 III. CONCLUSIE .................................................................................................................. 73
3/84
INLEIDING De COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS (CREG) heeft deze studie over de monitoring van de groothandelselektriciteitsmarkt in België voor het jaar 2010 uitgevoerd op basis van de opdrachten die haar worden opgelegd door artikel 23, §2, tweede lid, 2°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en de wijzigingen die eraan werden doorgevoerd via artikel 85 van de wet houdende diverse bepalingen van 8 juni 2008. De wet kent de CREG onder andere volgende opdracht toe: “toezien op de graad van transparantie en mededinging op de elektriciteitsmarkt” en “erover waken dat de met name technische en de tarifaire situatie van de elektriciteitssector, alsook de evolutie van die sector, gericht zijn op het algemeen belang en stroken met het gehele energiebeleid.” De wet vraagt de CREG “de permanente monitoring van de elektriciteitsmarkt te verzekeren, zowel op het vlak van de marktwerking als op het vlak van de prijsvorming.” Deze studie wil een monitoring van de elektriciteitsmarkt invoeren om aan de eisen van de wet te voldoen. Deze studie wil de verschillende elementen identificeren die invloed hadden op de evolutie van de prijs en de volumes op de groothandelselektriciteitsmarkt in de loop van het jaar 2010. Het eerste deel van deze studie beschrijft de werking van de groothandelselektriciteitsmarkt in België. Het tweede deel handelt over de evolutie van de elektriciteitsprijzen op de korteen langetermijngroothandelsmarkt, de evolutie van de volumes op de groothandelsmarkt en de evolutie van de fundamentals van de elektriciteitsprijs van 2010. In het laatste deel wordt tot een conclusie gekomen.
4/84
I.
ORGANISATIE VAN DE GROOTHANDELSELEKTRICITEITSMARKT IN BELGIË
1.
Dit deel beschrijft de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België en, meer bepaald,
van de groothandelsmarkt.
I.1 2.
Organisatie van de elektriciteitsmarkt De
elektriciteitsmarkt
in
België
telt
twee
afzonderlijke
segmenten:
de
groothandelsmarkt en de residentiële markt. Deze segmentering wordt gemaakt omdat deze markten niet rechtstreeks met elkaar in verband staan. Het hoofdkenmerk dat de twee marktsegmenten onderscheidt, is zijn afstand ten opzichte van de prijsbepaling naar de eindverbruiker. De groothandelsmarkt komt maar heel weinig tussen in de prijsbepaling op de factuur van de eindverbruiker.
I.2 3.
Definitie van de groothandelsmarkt Verschillende marktactoren zijn actief op de groothandelsmarkt: de producenten, de
netoperatoren
(TNB
en
DNB),
de
energieleveranciers,
de
grootverbruikers,
de
energietraders en de banken. 4.
De groothandelselektriciteitsmarkt in België bestaat uit 2 markten: de OTC-markt (of
onderhandse markt) en de beursmarkt.
5/84
Figuur 1: Samenstelling van de groothandelsmarkt
Groothandelselektriciteitsmarkt
OTC-markt of onderhandse markt
Beursmarkt
Futurmarkt Spotmarkt
Fysische levering
Bron: http://www.egl.eu
I.2.1
5.
(Forward, Opties, Gestructureerde producten)
Spotmarkt
Fysische levering
Fysische levering
Futurmarkt (Forward en Opties)
Fysische levering
en financiële
en financiële
transactie
transactie
1
Werking van de OTC-markt
De OTC-markt is een markt die rechtstreeks tussen de operatoren is georganiseerd,
buiten de georganiseerde beurzen om en die via elektronische telecommunicatienetten verloopt2.
1
http://www.egl.eu/content/dam/downloads/eglch/en/about/publications/EWK_Stromhandel_EN_Web.p df, Electricity Trading, p. 4. 2 Voor de transacties met fysische levering: - voor de day-ahead markt werd 27 % van de volumes uitgewisseld op de day-ahead HUB van Elia via de beurs verhandeld, tegenover 73 % op de OTC-markt; - voor de intra-day markt werd een volume van 35 % op de intra-day HUB via de beurs verhandeld, tegenover 65 % via de OTC-markt. (Studie 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p.5). 6/84
6.
De OTC-markt omvat een kortetermijnmarkt en een langetermijnmarkt. De
kortetermijnmarkt is een spotmarkt waarop elk contract tussen de partijen met een fysische energielevering gepaard gaat. De langetermijnmarkt wordt ook futurmarkt genoemd. In dit geval hebben de contracten betrekking op een langere periode en kunnen ze met een financieel doel worden afgesloten en met een fysische levering gepaard gaan. 7.
De analyse van de OTC-markt wordt in de rest van dit document niet besproken.
I.2.2
Werking van de beursmarkt
I.2.2.1
Definitie
8.
De beursmarkt is georganiseerd rond een informaticaplatform dat verschillende
marktactoren met elkaar in contact brengt. Sommige actoren gaan op het platform om verkooporders te plaatsen en anderen om kooporders te plaatsen.
I.2.2.2 9.
Producten
De beursmarkt voor elektriciteit bestaat uit verschillende producten die zich volgens de
tijdspanne en het type engagement onderscheiden. Op
een
energiebeurs
zijn
er
zowel
langetermijn-
als
kortetermijnproducten.
Langetermijnproducten zijn producten voor de volgende maand, het volgende trimester, het volgende
jaar,
zelfs
voor
de
volgende
jaren
(Cal+2,
Cal+3,…),
terwijl
de
kortetermijnproducten eerder producten voor de volgende dag (day-ahead) of de dag zelf (intra-day) zijn. Verder moeten de beursproducten eveneens volgens het type engagement worden onderscheiden. Sommige contracten zijn aan een effectieve energielevering gekoppeld, terwijl andere contracten met een financieel doel worden afgesloten. 10.
Voor België zijn er twee aparte beurzen: een beurs voor de spotmarkt (Belpex) en een
beurs voor de forwardmarkt (APX-ENDEX BE).
7/84
I.2.2.3 11.
Theoretische prijsbepaling op een beursmarkt 3
De prijs wordt zo bepaald dat de koop- en verkooporders compatibel zijn. Alle actoren
kennen de prijs bij evenwicht tussen vraag en aanbod omdat elke koper deze prijs aan elke verkoper betaalt. 12.
Op een spotmarkt is de evenwichtsprijs normaal gezien de weerspiegeling van de prijs
die de kopers willen betalen en de prijs die de verkopers vragen. Indien er genoeg kopers en verkopers zijn, kan de concurrentie volop zijn gang gaan en drukt de prijs - in theorie - de marginale kostprijs en het marginale nut van de kWh uit. Voor de koper is de prijs dus een betrouwbaar signaal van de maatschappelijke kostprijs van zijn aankoopbeslissingen en, symmetrisch is de prijs voor de verkoper een betrouwbaar signaal van het maatschappelijke nut van zijn productiebeslissingen. In een spotmarkt gaan de concurrentiemechanismen de uitwisselingen bijgevolg optimaliseren. Om veiligheidsredenen definieerde Belpex echter een positieve plafondprijs van
3000
€/MWh en een negatieve plafondprijs van -3000 €/MWh4.
3
CRAMPES Claude, “Marché de gros et bourse de l’électricité”, Conferentie Jules Dupuis, 5 december 2002 http://idei.fr/doc/by/crampes/marches.pdf. 4 Belpex price limit (http://www.belpex.be/index.php?id=46&file=130): -System minimum Order price limit: -3000 €/MWh; -System maximum Order price limit: 3000 €/MWh. 8/84
II.
EVOLUTIE
VAN
DE
GROOTHANDELS-
ELEKTRICITEITSMARKT II.1 13.
Evolutie van de spotprijs van de elektriciteitsmarkt Dit hoofdstuk analyseert de verschillende factoren die de evolutie van de spotprijzen
kunnen verklaren. In dit deel wordt enkel de day-ahead markt besproken.
II.1.1
Creatie van de Belgische day-ahead markt en zijn werking
II.1.1.1 Creatie van de Belgische day-ahead beursmarkt 14.
In 2003 richt Elia een werkgroep op om een elektriciteitsbeurs in België te lanceren.
Elia werkt samen met de bestaande energiebeurzen uit de buurlanden van België: de Nederlandse beurs “Amsterdam Power Exchange” (hierna: APX), opgericht in 1999 en de Franse elektriciteitsbeurs “Powernext” opgericht in 2001. 15.
In 2004 belast de minister bevoegd voor economische zaken, de CREG met een
studie van de wettelijke maatregelen die moeten worden ingevoerd voor de goede werking van de Belgische beurs. De CREG doet aanbevelingen om de liquiditeit te verbeteren en een marktkoppeling in te voeren. 16.
Op 7 juli 2005 wordt de Belgische elektriciteitsbeurs juridisch opgericht door enerzijds
de transmissienetbeheerders van België (Elia), Frankrijk (RTE) en Nederland (TenneT) en anderzijds de beurzen uit de buurlanden: Powernext en APX.
9/84
Figuur 2: Participatie in Belpex
Bron: persbericht van Elia van 30 september 2004
17.
5
Op 8 december 2006 formuleert de CREG zijn advies (A)051208-CDC-496
betreffende het ontwerp van marktreglement, ingediend door de onderneming Belpex. Op 11 januari 2006 kent de federale regering een exploitatievergunning voor een elektriciteitsbeurs aan Belpex toe. Deze wordt toegekend op basis van een dossier dat de structuur van het aandeelhouderschap en de financiële en administratieve organisatie vastlegt. Marc Verwilghen keurt de werkingsmodus van Belpex goed. 18.
Op 21 november 2006 is de energiebeurs Belpex operationeel. De beurs steunt
exclusief op een day-ahead markt (hierna: DAM) die, van bij het begin, aan de Nederlandse beurs (APX) en de Franse beurs (Powernext) wordt gekoppeld. Deze beurs voor de kortetermijnhandel
van
elektriciteit
biedt
producenten,
leveranciers,
industriële
grootverbruikers en groothandelaars de mogelijkheid om hun portefeuille op korte termijn tegen een transparante en competitieve prijs op internationaal vlak te optimaliseren. 19.
Op 13 maart 2008 lanceerde Belpex het onafgebroken intradagsegment (intra-day
markt) dat de marktactoren een transparant platform biedt waarop ze kunnen reageren op alle onverwachte wijzigingen op de markt tot 5 minuten voor real time.6 20.
Op 9 november 2010 werd de tri-laterale prijskoppeling – ingevoerd in november 2006
– uitgebreid tot de regio Centraal West-Europa. Op die datum wordt ook een volumekoppeling tussen de Europese Centraal-West en de regio Nord Pool ingevoerd (Interim Tight Volume Coupling).
5 6
http://www.belpex.be/uploads/media/belpex_press_en_09302004.pdf. http://www.belpex.be/uploads/media/2008031Belpex_SPE-fr.pdf. 10/84
II.1.1.2 Definitie van de day-ahead markt 21.
De day-ahead markt of markt van de volgende dag is een markt waarop de kopers en
verkopers orders kunnen invoeren voor elk uur van de volgende dag, datum waarop de levering effectief gebeurt.
II.1.1.3 Werking van de day-ahead markt 22.
De day-ahead markt houdt enkel rekening met de positie van de marktactoren ex-ante
op D-1. Er is dus geen verband met wat er echt op D is gebeurd vermits geen enkel element op D-1 is gekend. 23.
De day-ahead markt werkt in 2 fasen: Voor 12u D-1 moeten de actoren alle orders die ze willen plaatsen aan Belpex
-
meedelen, met verduidelijking van de hoeveelheid die ze willen kopen of verkopen, de prijs en het uur in kwestie; Voor 14u7 D-1 moeten de producenten van de Belgische reguleringszone het
-
statuut, de geproduceerde hoeveelheid per kwartier voor dag D en het maximaal vermogen (Pmax) van elke productie-eenheid aan Elia meedelen.
II.1.2 24.
Factoren die de spotprijs van de day-ahead markt beïnvloeden Dit deel identificeert de verschillende factoren die de spotprijs op de Belgische markt
beïnvloeden en de impact van deze factoren op het aanbod van en de vraag naar elektriciteit.
7
Voor de nominaties op de Elia HUB. 11/84
II.1.2.1
25.
Productiepark
In dit deel bestuderen we de algemene impact die de structuur van het productiepark
van een land kan hebben op de prijsverschillen van de verschillende landen die de Regio Centraal West-Europa vormen, alsook de modulariteit ervan. Grafiek 1: Evolutie van de day-ahead elektriciteitsprijs
100
90 80
€/MWh
70 60 50
BE D+1 Base
40
DE D+1 Base
30
FR D+1 Base
20
NL D+1 Base
10 01-01-2010 15-01-2010 29-01-2010 12-02-2010 26-02-2010 12-03-2010 26-03-2010 09-04-2010 23-04-2010 07-05-2010 21-05-2010 04-06-2010 18-06-2010 02-07-2010 16-07-2010 30-07-2010 13-08-2010 27-08-2010 10-09-2010 24-09-2010 08-10-2010 22-10-2010 05-11-2010 19-11-2010 03-12-2010 17-12-2010 31-12-2010
0
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
26.
De structuur van het productiepark kan via de productiecapaciteit van het land worden
geanalyseerd. Vermits we voor 2010geen gegevens hebben, beschikt de CREG slechts over de laatste cijfers die ENTSO-E heeft gepubliceerd, namelijk deze van 2009. 27.
Uit de onderstaande tabel blijkt dat in 2009: -
het Franse productiepark hoofdzakelijk uit nucleaire capaciteit (52,51 %) en hydraulische capaciteit (21,08 %) bestaat;
-
het Nederlandse productiepark hoofdzakelijk uit thermische capaciteit (86,57 %) bestaat;
12/84
-
het Duitse productiepark hoofdzakelijk uit thermische capaciteit (51,11 %) en hernieuwbare capaciteit (26,88 %) bestaat;
-
het Belgische productiepark hoofdzakelijk uit nucleaire capaciteit (33,41 %) en thermische capaciteit (48,63 %) bestaat.
Tabel 1: Nettoproductievermogen op 31 december 2009 (in MW)
2009 België Duitsland Frankrijk Nederland
Nucleaire productie 5.902 20.300 63.130 485
Thermische productie 8.590 71.300 26.158 22.902
89
Waterkrachtpro Hernieuwbare ductie productie 1.413 1.758 10.400 37.500 25.341 5.606 37 3.031
Totaal 17.663 139.500 120.235 26.455
Tabel 2: Nettoproductievermogen op 31 december 2009 (in %)
2009 België Duitsland Frankrijk Nederland
28.
Nucleaire productie 33,41% 14,55% 52,51% 1,83%
Thermische Waterkrachtpro Hernieuwbare productie ductie productie 48,63% 8,00% 9,95% 51,11% 7,46% 26,88% 21,76% 21,08% 4,66% 86,57% 0,14% 11,46%
Totaal 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%
Uit de tabellen en de onderstaande grafiek blijkt dat de overheersing van de hoger
vermelde nucleaire en thermische bronnen in de verschillende landen toeneemt.
8
ENTSO-E Statistical Yearbook 2009, p.161. “De netto productiecapaciteit van een elektriciteitscentrale is het maximale netto actieve elektrische vermogen dat in normale omstandigheden gedurende een lange periode continu kan worden geproduceerd, waarbij ”netto” het verschil is tussen de bruto productiecapaciteit van de alternatoren en de belasting van de aanvullende uitrusting en het verlies in de hoofdtransformatoren van de centrale; bij thermische centrales zijn de gemiddelde externe omstandigheden (het weer, het klimaat,…) samen met de volledige beschikbaarheid van brandstof de normale voorwaarden; bij centrales voor waterkracht en windenergie vormt de normale maximale beschikbaarheid van de primaire energie (water en wind) de normale voorwaarde. De netto productiecapaciteit van een land is de som van de individuele netto productiecapaciteiten van alle elektriciteitscentrales die ofwel op het transportnet, ofwel op het distributienet zijn aangesloten.” Bron: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/entsoe/Statistical_Yearbook/10112 4_SYB_2009_4.pdf. 9
13/84
10
Tabel 3: Netto elektriciteitsproductie in TWh
2010 België Duitsland Frankrijk Nederland
Nucleaire productie 45,73 133,37 407,88 3,76
Thermische Waterkrachtpro Hernieuwbare productie ductie productie 37,87 1,65 5,22 344,28 21,70 73,80 59,54 67,81 14,60 97,97 0,00 8,20
Totaal 90,47 573,15 549,83 109,92
Tabel 4: Netto elektriciteitsproductie in %
2010 België Duitsland Frankrijk Nederland
Nucleaire productie 50,55% 23,27% 74,18% 3,42%
Thermische Waterkrachtpro Hernieuwbare productie ductie productie 41,86% 1,83% 5,77% 60,07% 3,79% 12,88% 10,83% 12,33% 2,66% 89,12% 0,00% 7,46%
Totaal 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%
Grafiek 2: Opeenstapeling van de centrales per land
100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% België
Duitsland
Frankrijk
Nederland
Nucleaire productie
Thermische productie
Waterkrachtproductie
Hernieuwbare productie
Bron: ENTSO-E
10
ENTSO-E Monthly report January – December 2010, p.2. Bron: https://www.entsoe.eu/rebrons/publications/entso-e/monthly-statistics/ (21/06/2011)
14/84
29.
Dit structuurverschil tussen de nationale parken leidt tot een verschil qua flexibiliteit in
het gebruik van de verschillende productie-eenheden. Dankzij deze flexibiliteit kan de producent een economisch optimum bereiken maar ze kan wel een impact op de prijzen hebben. Elk type uitrusting heeft immers andere kenmerken die haar minder of meer moduleerbaar maken. Het relatieve verschil tussen het niveau van het technische minimum en het nominale vermogen van de productie-eenheid zal de graad van moduleerbaarheid bepalen: hoe hoger de vaste kosten, hoe minder moduleerbaar de eenheid zal zijn en omgekeerd. Om het economisch optimum te bereiken, moet men dus een evenwicht nastreven tussen het gebruik van een uitrusting “met hogere investeringskosten, maar lagere brandstofkosten” zoals een kerncentrale en een uitrusting met tegengestelde kenmerken, zoals een STEGcentrale.11 30.
Hernieuwbare energie zoals windenergie en zonne-energie moet in de categorie van
de kerncentrales worden ondergebracht. Deze producties zijn helemaal niet moduleerbaar: ze hangen volledig af van meteorologische voorwaarden (de windsnelheid en de hoeveelheid zonnestralen). Windturbines en zonnepanelen hebben lage productiekosten en zijn bestemd om zoveel elektriciteit te produceren als de klimatologische omstandigheden het toelaten. De hydraulische productie is een specifiek geval omdat ze heel erg moduleerbaar kan zijn indien de waterkrachtcentrale aan een waterreservoir ligt of helemaal niet moduleerbaar indien de waterkrachtcentrale aan een waterstroom ligt omdat ze dan afhankelijk is van het waterdebiet.12 31.
Op deze manier kunnen de productietypes worden geklasseerd in functie van hun
graad van moduleerbaarheid (van de meest moduleerbare tot de minst moduleerbare): 1)
waterkrachtcentrales naast een reservoir;
2)
thermische centrales;
11
J.-P.Hansen, J.Percebois, Energie – Economie et politiques, Editions De Boeck Universités, 2010, p.319-322. 12 Statnett, Less Flexibility, 22/09/2008. Bron: http://www.statnett.no/en/Environment-andCSR/Energy-CO2-and-the-climate/Less-flexible-power-generation/ (07/01/2011). 15/84
3)
windturbines en zonnepanelen;
4)
waterkrachtcentrales aan een waterstroom;
5)
kerncentrales13.
De volgorde van opeenstapeling van de klassieke centrales zoals hoger beschreven, zal veranderen door de richtlijn 2009/28/EG14 die centrales die hernieuwbare bronnen gebruiken (zogeheten “must run regel” van de productie) wil promoten. De lidstaten van de Europese Unie worden bijvoorbeeld gedwongen om biomassacentrales te gebruiken, hoewel ze duurder zijn dan andere centrales op fossiele brandstoffen. 32.
De vier betrokken landen kunnen dus in functie van de respectieve flexibiliteit van hun
productiepark worden ingedeeld: 1)
Nederland (overheersing van thermische productie);
2)
Duitsland (overheersing van thermische productie, aangevuld met hernieuwbare energie);
3)
België (overheersing van kernenergie en thermische productie);
4)
Frankrijk (overheersing van kernenergie aangevuld met een hydraulische productie).
33.
Omdat 51,11 % van de productiecapaciteit in Duitsland uit thermische centrales
bestaat, kan zij haar productie gemakkelijk aanpassen om tijdig plaats te maken voor 13
Ondanks alles zijn bepaalde categorieën kerncentrales moduleerbaarder dan andere. Richtlijn 2009/28/EG van 23 april 2009, artikel 16 §2c: “zorgen de lidstaten ervoor dat transmissiesysteembeheerders bij de dispatching van elektriciteitsopwekkingsinstallaties voorrang geven aan opwekkingsinstallaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen, voor zover het veilige beheer van het nationale elektriciteitssysteem dit toelaat en dit gebeurt op basis van transparante en niet-discriminerende criteria. De lidstaten zorgen ervoor dat passende netwerk- en marktgerelateerde beheersmaatregelen worden getroffen om de belemmeringen voor uit hernieuwbare energiebronnen geproduceerde elektriciteit tot een minimum te beperken. Indien er ten aanzien van hernieuwbare energiebronnen substantiële beperkende maatregelen worden genomen om de veiligheid van het nationale elektriciteitssysteem en de energievoorzieningszekerheid te garanderen, zorgen de lidstaten ervoor dat de verantwoordelijke systeembeheerders deze maatregelen rapporteren aan de bevoegde regelgevende autoriteit en dat zij aangeven welke corrigerende voorzieningen zij denken te treffen om ongewenste beperkingen te voorkomen.” 14
16/84
hernieuwbare energie waarvan de capaciteit 26,88 % van het Duitse park vertegenwoordigt. Met 48,63 % thermische capaciteit heeft ook het Belgische productiepark een zekere flexibiliteit. Wanneer de wind immers heel hard blaast in Duitsland en de prijzen dalen of de Franse kernenergieproductie heeft overschot, kan Nederland - en België in mindere mate gemakkelijk beslissen om enkele van zijn thermische centrales stil te leggen en energie tegen een lagere kostprijs in te voeren. Dit kan eenvoudig worden gecontroleerd via de analyse van de invoer/uitvoer van de verschillende landen. We stellen aan de hand van de onderstaande tabel vast dat Nederland, het meest flexibele van de vier bestudeerde landen, en België netto invoerders zijn. 15
Tabel 5: Totale productie, totaal verbruik en fysieke uitwisselingen
2010 België Duitsland Frankrijk Nederland
34.
Totale productie (in Totaal verbruik TWh) (in TWh) 90,47 91,01 573,15 556,17 549,83 519,39 109,92 112,70
16
Ratio P/C 0,99 1,03 1,06 0,98
0,8657 542 -16980 -30444 2775
Kortom, de bovenstaande analyse laat ons toe om vast te stellen dat: -
Duitsland zijn totale productie kan regelen door zijn thermische productie aan te passen in functie van zijn hernieuwbare energie en heel lage, lees negatieve prijzen kan halen;
-
Nederland en België hun thermische productie kunnen aanpassen wanneer de invoer uit Duitsland of Frankrijk is voor hen gunstiger, zodat hun prijzen de trend van de Duitse en/of Franse prijzen volgen;
-
Frankrijk nu eens bevoordeeld wordt door zijn nucleaire productie tegen een lage kostprijs, dan weer benadeeld door het gebrek aan flexibiliteit van zijn
15 16
Verbruik + oppompen. ENTSO-E Monthly report January – July 2010, p.2. 17/84
productiepark. Het land kent dus in vergelijking met de buurlanden zowel eerder hoge prijzen dan heel lage prijzen.
II.1.2.2 Marktkoppeling
II.1.2.2.1 Werking van de koppeling van de day-ahead markt van november 2006 tot november 2010 35.
Sinds 26 november 2006, oprichtingsdatum van de Belgische beurs, is er een tri-
laterale prijskoppeling voor de day-ahead markt tussen de Belgische beurs (Belpex), de Franse beurs (Powernext) en de Nederlandse beurs (APX). Deze koppeling impliceert de gezamenlijke verkoop van interconnectiecapaciteit en elektrische energie, wat een beter gebruik van de beschikbare capaciteit toelaat en een beter beheer van de congestie aan de grenzen van België via de impliciete veilingen van de day-ahead capaciteiten op de verbindingen met Nederland en Frankrijk. 36.
In een systeem van prijskoppeling levert elke markt die aan de marktkoppeling
deelneemt, verschillende gegevens aan een gecentraliseerde toepassing: -
de transportcapaciteit die op elke grens voor elke richting en voor elke periode beschikbaar is;
-
de netto-exportcurve van zijn markt die door het evenwicht tussen het aanbod en de vraag voor elke periode wordt bepaald;
37.
de Block Orders die de partijen op de markt hebben gedaan.
Met deze informatie zorgt APX17 of EPEX voor een berekeningsalgoritme om de prijs
en de nettopositie voor elke periode te bepalen voor elke markt die aan de koppeling deelneemt.
17
APX zorgt 2 weken lang dat het algoritme werkt en EPEX neemt de 3 daaropvolgende weken voor zijn rekening. De beurs die het algoritme niet doet werken, is backup bij problemen. 18/84
Figuur 3: Werking van de marktprijskoppeling Output
Input beschikbare transmissiecapaciteit de netto-exportcurves de Block Orders die de deelnemers op elke markt hebben geplaatst
38.
de prijs voor elke periode Berekeningsalgoritme de nettopositie voor elke periode
Sinds de invoering van de marktprijskoppeling verschillen de prijzen tussen de 3
markten enkel wanneer de interconnectiecapaciteit aan de Frans-Belgische en BelgischNederlandse grenzen niet volstaat. Een markt met prijskoppeling kan drie verschillende situaties kennen. Figuur 4: Prijsvorming in een markt met prijskoppeling
Indien er geen druk is aan de grenzen, is de prijs identiek in de 3 landen
Indien er druk is aan een van de grenzen, is de prijs identiek in de twee landen zonder druk aan hun grens en verschilt de prijs voor het land met druk aan een van zijn grenzen. De prijs is hoger voor de invoerder en lager voor de uitvoerder
Bij druk aan alle grenzen, is de prijs verschillend voor elk land
Bron: http://www.belpex.be/index.php?id=94
Een druk aan een grens betekent dat de productiecapaciteit aan de grens is verzadigd wat voor de transmissienetbeheerder een congestierente met zich meebrengt. Deze congestierente daalde in 2010 in vergelijking met de vorige jaren, wat betekent dat er een betere prijsconvergentie is. 39.
De prijsconvergentie tussen België, Frankrijk en Nederland wordt immers sterker met
de jaren. We stellen echter vast dat er in sommige maanden congestieproblemen zijn maar uit de onderstaande grafiek blijkt dat ze zeldzamer worden.
19/84
Grafiek 3: Evolutie van de convergentie van de day-ahead prijzen voor de CWE-marktkoppeling 100,00% 90,00%
80,00% 70,00% 60,00% FR ≠ BE ≠ NL
50,00%
FR = BE BE = NL
40,00%
FR = BE = NL
30,00% 20,00% 10,00% 0,00%
Bron: Belpex en Elia
40.
Zoals uit de onderstaande tabel blijkt, steeg het aantal uren waarin de Franse en
Belgische prijzen gelijk waren in 2010 ten opzichte van 2009 om opnieuw het niveau van 2007 en 2008 te bereiken. Het aantal uren waarin de Nederlandse en Belgische prijzen gelijk waren, daalde echter ten opzichte van 2008 en 2009 om opnieuw het niveau van 2007 te bereiken. Tabel 6: Aantal uren, uitgedrukt in percentage, tijdens dewelke de prijzen gelijk zijn in 2010
2007 2008 2009 2010
FR=BE 88,40% 83,90% 70,00% 86,80%
BE=NL 72,10% 83,80% 85,20% 72,70%
Bron: Elia, Belpex, APX, Powernext, Studie CREG 110331-CDC-1050
II.1.2.2.2
41.
18
Werking van de koppeling van de day-ahead markt sinds november 2010
Sinds 9 november 2010 strekt de prijskoppeling zich uit tot de regio Centraal West-
Europa (CWE). Deze bestaat uit de trilaterale markt die wordt aangevuld met Duitsland en 18
Studie 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit monitoringrapport 2010, p. 20. 20/84
Luxemburg, wat betekent dat de dagelijkse Belgische markt vanaf heden op basis van impliciete veilingen met Frankrijk, Duitsland, Luxemburg en Nederland is gekoppeld. De Regio Centraal West-Europa alleen verbruikt 1,1 miljoen GWh elektriciteit, of 42 % van de markt van het Europa van de 25. Figuur 5: Regio Centraal West-Europa
42.
19
Van in het begin ontstaat er een prijsconvergentie tussen de verschillende landen.
Tussen 9 november en eind november convergeren de prijzen van de 4 landen immers 70,60 % van de tijd, zoals uit de volgende grafiek blijkt:
19
http://www.energy-regulators.eu.
21/84
Grafiek 4:
Convergentie day-ahead prijzen in de regio Centraal West-Europa tussen 9 november 2010 en 30 november 2010
0,40%
27,22%
0,40% 1,38% 70,60%
FR = BE = NL = DE
FR = BE = NL
BE = NL
FR = BE
FR ≠ BE ≠ NL
Bron: Belpex en Elia
22/84
43.
De prijsconvergentie blijft niet onbelangrijk tijdens de maand december, zoals uit
onderstaand schema blijkt: Grafiek 5:
Convergentie day-ahead prijzen in de regio Centraal West-Europa in december 2010
1,61%
30,78% 42,74%
3,09% 0,81%
FR = BE = NL = DE
20,97% FR = BE = NL BE = NL
DE = BE
FR = BE
FR ≠ BE ≠ NL
Bron: Belpex en Elia
44.
Maar op 9 november 2010 werd ook een volumekoppeling met de Noord-Europese
markt gerealiseerd.
23/84
Figuur 6: Kaart van de landen die in de volumekoppeling zijn opgenomen
45.
20
De Scandinavische markt werkt op basis van een marktvolumekoppeling. In dat geval
kan een berekeningsalgoritme van de onderneming EMCC de stroom tussen de verschillende landen definiëren aan de hand van de transmissiecapaciteiten die op elke grens voor elke richting en elke periode beschikbaar zijn, alsook van de netto-exportcurves van elk land voor elke periode en, op basis hiervan, definieert elke beurs individueel een prijs. Figuur 7: Werking van de marktvolumekoppeling Output
Input beschikbare transmissiecapaciteit
de stroom voor elke periode Berekeningsalgoritme
de netto-exportcurves
de nettopositie voor elke periode
Uitbreiding van de marktkoppeling tot de intra-day markt 46.
De marktkoppeling wordt ook overwogen op het niveau van de intra-day markt21.
47.
In het tweede semester 2010 hebben de transmissienetbeheerders van de CWE-regio,
deze van de Regio Noord-Europa en deze van Groot-Brittannië een initiatief intra-day 20 21
http://www.epexspot.com/en/market-coupling. De intra-day markt werd in 2008 in België ingevoerd. 24/84
Noordwest-Europa gelanceerd. In 2011 wordt een koppeling van de intra-day markt ontwikkeld om tot een impliciete koppeling van de intra-day markten in de CWE-regio, de Noord-Europese landen en het Verenigd Koninkrijk onder toezicht van de nationale regulatoren te komen. 48.
Verder zal begin 2011 een tijdelijk bilateraal intra-day mechanisme tussen België en
Nederland worden getest. Dit mechanisme zal worden gebaseerd op een continu en impliciet systeem dat al werkt in de Noord-Europese landen, namelijk “Elbas”.
Invloed van de marktkoppeling op de prijzen 49.
de convergentie van de prijzen Sinds de lancering van de tri-laterale marktkoppeling (België, Frankrijk, Nederland) in
november 2006 tot november 2010 convergeerden de prijzen op de drie elektriciteitsbeurzen (Belpex, EPEX SPOT FRANCE, APX) gemiddeld 61,9 % van de tijd. 50.
In 2010 convergeerden de prijzen gedurende 60,8 % van de tijd op de drie
elektriciteitsbeurzen (Belpex, EPEX SPOT FRANCE, APX). De Belgische en Franse prijzen waren gelijk gedurende 86,8 % van de tijd, terwijl de Belgische prijs 72,7 % van de tijd convergeerde met de Nederlandse prijs. 51.
De gemiddelde prijs op de day-ahead markt van Belpex bedroeg 46,30/MWh in 2010.
Deze prijs is lichtjes hoger dan het Nederlandse gemiddelde (45,38/MWh) en lager dan het Franse gemiddelde (47,50/MWh). De prijs op de Belgische markt is goedkoper dan in Frankrijk en iets duurder dan in Nederland. De hoogste gemiddelde maandelijkse prijs op Belpex werd in de maand december gezien (62,2/MWh), terwijl de laagste prijs in de maand augustus werd vastgesteld (37/MWh).22 52.
Sinds 9 november 2010, datum van de lancering van de CWE-markt, tot eind 2010,
convergeerden de prijzen van de vier beurzen (Belpex, EPEX SPOT FRANCE, APX, EPEX Spot Duitsland) 55,1 % van de tijd. Tijdens diezelfde periode waren de Belgische en Franse prijzen gedurende 97,7 % van de tijd gelijk, terwijl de Belgische prijs 69,3 % van de tijd
22
Studie 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit monitoringrapport 2010, p.20. 25/84
convergeerde met de Nederlandse prijs. De convergentie van de prijzen op de Belgische grenzen blijft hoog tengevolge van de CWE-koppeling. 53.
de volatiliteit van de prijzen De volatiliteit van de prijzen kan door het standaardverschil van de prijs worden
gemeten. Zoals men kan vaststellen in onderstaande grafiek is de volatiliteit van de prijs in 2010 lager dan deze van de voorgaande jaren. Grafiek 6: Maandelijkse maximumprijs en standaardverschil op de Belpex day-ahead prijs
Bron: Studie CREG 110331-CDC-1050 p22, BELPEX
54.
De dalende vraag ten gevolge van de economische crisis is een van de verklaringen
voor de lagere volatiliteit van de prijzen op de day-ahead markt sinds 2008. 55.
Dankzij de liquiditeit heeft de CWE-marktkoppeling het mogelijk gemaakt om
negatieve prijzen bij lage vraag in combinatie met een hoge windproductie in Duitsland te beperken. Een alleenstaande day-ahead markt zou met negatieve prijzen geconfronteerd zijn geweest, terwijl een gekoppelde markt toelaat om de prijs op een positief niveau te handhaven dankzij de export23.
23
Platt’s 26/84
56.
Gebruik van de capaciteiten De
marktkoppeling
heeft
elke dag
een optimaal gebruik
van
de
import-
/exportcapaciteiten op de grenzen tussen België en Nederland en tussen Frankrijk en België gegenereerd met een dagelijks volume van 18.099 MWh voor de invoer en 162.400 MWh voor de export. 57.
De grensoverschrijdende uitwisselingen werden in 2010 vergemakkelijkt dankzij
investeringen van de ondernemingen in de interconnectienetten tussen de buurlanden. 58.
Elia (Belgische transmissienetbeheerder) en RTE (Franse transmissienetbeheerder)
hebben geïnvesteerd in een versteviging van de interconnectie tussen België en Frankrijk die de hoogspanningscabine van Aubagne (België) verbindt met die van Moulaine (Frankrijk). Deze investering liet de bouw toe van een tweede circuit op een bestaande elektriciteitslijn en het gebruik van een nieuwe elektrische geleidingstechnologie, waarmee het vermogen dat op het circuit wordt vervoerd, met meer dan 20 % kon worden verhoogd. Hierdoor kan de uitwisselingscapaciteit tussen Frankrijk en Nederland met 10 tot 15 % worden verhoogd zonder een nieuwe hoogspanningslijn te bouwen. 59.
Tot besluit, bovenstaande analyse van de marktkoppeling heeft ons aangetoond dat: -
de marktkoppeling niet in een dag tot stand is gekomen en continu evolueert;
-
de elektriciteitsprijzen meestal convergeren;
-
de volatiliteit van de prijzen is gedaald dankzij de inbreng van liquiditeit van verschillende partijen die aan de koppeling deelnemen;
II.1.2.3 Meteorologie
60.
Meteorologie heeft zowel een impact op de vraag als op het aanbod. Bij koudegolven
kan de vraag naar energie immers hoger zijn dan normaal om in te spelen op de vraag naar
27/84
verwarming. Een warme periode kan leiden tot een hoger verbruik door de enorme vraag naar koudeproductie via bijvoorbeeld, ventilatoren, airconditioning. 61.
Het temperatuurverschil ten opzichte van de normale seizoenstemperaturen lijkt ons
een goede indicator om de meteorologie te begrijpen.
Grafiek 7: Evolutie van de temperaturen in 2010 en het temperatuurverschil ten opzichte van de normale seizoenstemperaturen (1971-2000) per maand voor België 22 20 18 16 14 12
10 gemiddelde t°
8
normaletemperaturen van het seizoen 6
verschil
4 2 0
-2 -4 -6 -8
Bron: http://www.meteoBelgië.be/artikel/79-annee-2010/
62.
De bovenstaande grafiek toont dat 2010 een bijzonder koud jaar was. Het verschil in
vergelijking met de gemiddelde seizoenstemperaturen toont dat de temperaturen gedurende de helft van het jaar lager waren dan normaal. Er werden in 2010 twee grote koudegolven vastgesteld: januari 2010 en december 2010 (4de koudste decembermaand sinds 110 jaar). We stellen verder vast dat ook de maand mei een vrij frisse periode kende. Tijdens deze maanden was de vraag naar elektriciteit bijzonder groot in Frankrijk waar veel gebruik wordt gemaakt van elektrische verwarmingstoestellen. Ondanks alles kenden drie maanden temperaturen die hoger waren dan de gemiddelde seizoenstemperaturen: april, juni en juli.
28/84
63.
Er waren nog andere weerfenomenen in 2010 die op bepaalde momenten een invloed
hadden op de productie en de vraag naar elektriciteit: de windsterkte, de droogte, de neerslag en de sneeuw. 64.
In Duitsland is de wind het belangrijke weerelement en meer bepaald de windsterkte
die nodig is voor de windturbine. In dit land speelt windenergie immers een belangrijke rol in de elektriciteitsproductie (6 %) en in het elektriciteitsverbruik (9,4 %). Bij hoge windsterkte kan het rendement van de windturbine hoog zijn (piek, vastgesteld op 11 december 2010: 444.756 MWh). Een lage windsterkste leidt tot een laag rendement van de windturbine (minimum vastgesteld op 14 februari 2010: 5.450 MWh) en op dat moment gaat Duitsland andere en meer conventionele productiemodi voor elektriciteit opstarten (meestal STEGcentrales). 65.
In Frankrijk zijn de neerslag en de sneeuw in de Alpen niet te negeren weerelementen.
Deze elementen hebben een sterke invloed op de hydraulische capaciteit van Frankrijk en dus op de capaciteit van Frankrijk om elektriciteit op basis van waterkracht te produceren. In Frankrijk wordt elektriciteit in de eerste plaats door kerncentrales geproduceerd en, in de tweede plaats, via waterkracht. In 2010 bedraagt het aandeel van de hydraulische productie in de totale elektriciteitsproductie 9,9 % of 68 TWh24.
24
RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 januari 2011. 29/84
Grafiek 8: Evolutie van de DAM-prijs ten opzichte van de beschikbaarheid van de Franse hydraulische voorraad
25
in 2010
80,00 €
90%
70,00 €
80% 70%
60,00 €
60%
50,00 €
50% 40,00 € 40% 30,00 €
30%
20,00 €
20%
10,00 €
10%
prijs op de Franse Day-ahead markt (€/MWh)
week51
week49
week47
week45
week43
week41
week39
week37
week35
week33
week31
week29
week27
week25
week23
week21
week19
week17
week15
week13
week11
week09
week07
week05
week03
0% week01
0,00 €
%beschikbare hydraulistische voorraad
Bron: RTE
66.
Het percentage in de tijd beschikbare voorraad schommelt met het klimaat en het
seizoen. In het begin van het jaar is de beschikbare voorraad immers kleiner omdat ze, in grote mate, door de neerslag wordt gevoed. Tijdens deze periode zijn de prijzen nogal variabel met een piek van meer dan 65/MWh. In de lente en in de zomer daarentegen is de beschikbare voorraad hoger en dit hoofdzakelijk door het smelten van de sneeuw. Tijdens deze periode is de evolutie van de prijzen stabieler. 67.
In 2010 kende Europa een hitteperiode met recordtemperaturen in april, juni en juli.
Een zeer hoge temperatuur heeft gevolgen zowel op de productie van hernieuwbare energie als op de conventionele elektriciteitsproductie. Hitteperiodes kunnen gevolgen hebben voor twee types hernieuwbare energie die een belangrijke rol spelen in de elektriciteitsproductie: hydraulische energie en windenergie. In hitteperiodes is de wind meestal zwak, wat tot een lage elektriciteitsproductie door de windturbines leidt. Een fenomeen dat begin juli in Duitsland trouwens kon worden vastgesteld. Ook de elektriciteitsproductie door waterkracht neemt af. De dalende productie kan worden verklaard door de lage watertoevoer van de waterkrachtcentrales ten gevolge van periodes van droogte waarmee hitteperiodes 25
Een hydraulische beschikbaarheid van 100 % stemt overeen met de situatie waarbij alle Franse waterkrachtreservoirs volledig gevuld zijn. 30/84
vergezeld gaan, maar ook door het feit dat het water bij voorrang wordt gebruikt om de kerncentrales te koelen. De kerncentrales moeten worden gekoeld om te vermijden dat de temperatuur te hoog wordt, want dan moet de centrale om veiligheidsredenen worden stilgelegd. Frankrijk werd in de zomer van 2010 met deze problematiek geconfronteerd. 68.
Tot besluit: de bovenstaande meteorologische analyse heeft ons aangetoond dat:
België gedurende bijna de helft van het jaar 2010 lagere temperaturen kende dan de normale seizoenstemperaturen;
de day-ahead prijs van Duitsland op bepaalde momenten door de windproductie kan worden beïnvloed;
de day-ahead prijs van Frankrijk daalt bij beschikbaarheid van hydraulische energie.
II.1.2.4 Verbruik 69.
Het elektriciteitsverbruik in de regelzone van Elia stijgt in 2010 ten opzichte van 2009
(+6 %) en bedraagt 86,5 TWh, verdeeld onder de afnemers die zijn aangesloten op het Elianet (32,52 %) en op het net van de DNB’s (67,48 %)26. Het maximale vermogen dat wordt gevraagd op het Elia-net bedroeg 13.845 MW op 1 december 2010 tussen 17u45 en 18u00, terwijl het gevraagde minimale vermogen op 25 juli 6.278MW bedroeg tussen 6u15 en 6u3027. 70.
We zien dat het elektriciteitsverbruik in het jaar 2010, zowel voor België als voor de
buurlanden, van twee belangrijke factoren afhangt: de temperatuur en de vakantieperiodes.
26
Synergrid, Newsletter januari 2011. Studie 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit monitoringrapport 2010, p. 15. 27
31/84
Grafiek 9: Evolutie van het verbruik ten opzichte van het temperatuurverschil in vergelijking met de normale seizoenstemperaturen in 2010 in België 9.000.000 8.500.000
25 8.202.585 8.189.340
8.000.000
7.497.361
7.608.291
7.500.000
20 6.919.558
7.000.000
7.305.194
6.527.647
6.561.494
7.263.980
6.930.900
6.500.000
15
6.799.404
6.727.018
6.000.000 5.500.000 10
4.500.000
°c
MWh
5.000.000
4.000.000
5
3.500.000 3.000.000 0
2.500.000 2.000.000 1.500.000
-5
1.000.000 500.000 0
-10 jan-10
feb-10
mrt-10
aprl-10
mei-10
jun-10
jul-10
aug-10
sep-10
okt-10
nov-10
dec-10
verschil tussen de temperatuur van de maand en de normale temperaturen van het seizoen
temperatuur(°c) verbruik (MWh)
Bron: Elia en http://www.meteoBelgië.be/article/79-annee-2010/
71.
Uit deze grafiek kunnen we afleiden dat het elektriciteitsverbruik het hoogst is tijdens
maanden waarin het verschil met de seizoenstemperaturen het grootst is. Dit betekent dat het verbruik in België een bepaalde gevoeligheid voor lage temperaturen heeft, vooral wat betreft het residentiële verbruik, zoals uit de onderstaande grafiek blijkt.
32/84
Grafiek 10: Evolutie van het verbruik ten opzichte van het temperatuurverschil in vergelijking met de normale seizoenstemperaturen in 2010 in België 7000 5.766
5.664 5.011
500
5.116 4.775
5000
4.411
4.340
4.208
4.038
4.123
5.035
4.329
400
GWh
4000 300 3000
Graaddag
6000
600
200 2000 1000
1556
1752 1415
1.608
1.549
1.660
1.476
1.412
1.488
1.445
1.495
0
1.445
100
0
graaddagen energie, afgenomen door de eindafnemers op de Elia-netten(GWh)
energie, afgenomen door de eindafnemers op de DNB-netten (GWh)
Bron: Synergrid
72.
De impact van de temperaturen op het verbruik is nog hoger in Frankrijk. In Frankrijk
verwarmt 30 % van de gezinnen zich met elektrische toestellen. Zodra het koud is, is de vraag naar elektriciteit heel hoog door de elektrische verwarming. Frankrijk heeft in 2010 zelfs drie historische verbruikspieken na elkaar gekend: op 11 december (93.080 MW), 14 december (94.600 MW) en 15 december (96.710 MW). RTE merkt in zijn “Bilan Electrique Français 2010” op dat de gevoeligheid van het elektriciteitsverbruik voor de temperaturen op bepaalde uren van de dag 2.300 MW28 per Celsiusgraad bedraagt, of het equivalent van het dubbele van het verbruik van een stad als Marseille meer per graadvermindering. Ook de vakantieperiodes zijn een factor die het dalende verbruik van de gezinnen verklaren. Vakantieperiodes zoals de zomervakantie en de paasvakantie zijn periodes waarin het verbruik daalt, onder meer omdat de mensen op verlof vertrekken. We stellen hetzelfde fenomeen vast betreffende het verbruik van de ondernemingen.
28
RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 januari 2011, p. 13.
33/84
II.1.2.5 Onderhoud en onbeschikbaarheid van de productie-eenheden 73.
In alle landen kennen de productiecentrales momenten van onbeschikbaarheid, ofwel
vrijwillig voor onderhoud, ofwel onvrijwillig door bijvoorbeeld een technisch defect of stakingen. 74.
In België hebben Doel en Tihange periodes van onderhoud of technische defecten
gekend. Eind 2010 kampte de eenheid van Doel 4 met een technisch defect en dit in een periode van intens verbruik door temperaturen die veel lager waren dan de normale seizoenstemperaturen, zodat België energie uit zijn buurlanden moest invoeren. 75.
Ook in Frankrijk waren de kerncentrales in het jaar 2010onbeschikbaar. Deze
onbeschikbaarheid van de centrales is gedeeltelijk te wijten aan de stakingen in de energiesector in Frankrijk, wat een invoer van energie uit de buurlanden met zich meebracht. 76.
In Nederland werden de centrales vrijwillig stilgelegd, niet met het oog op onderhoud
maar omdat het voordeliger is om goedkoper op de beurs te kopen dan om energie te produceren. In 2010 heeft Nederland gedurende enkele maanden de voorkeur gegeven aan de invoer van energie die via de elektriciteitsbeurzen werd gekocht in plaats van zelf te produceren.
II.1.3
Details per trimester van de combinatie van factoren die een invloed hebben op de prijs op de day-ahead basismarkt van Duitsland, Frankrijk, België en Nederland
77.
In dit deel analyseren we de combinatie van factoren die het aanbod, de vraag en dus
de prijs van de day-ahead basismarkt voor elektriciteit voor België en de grenslanden hebben beïnvloed. Dit deel behandelt exclusief de evolutie van de day-ahead basisprijs, wat voldoende is vermits de evolutie van de peakprijzen op deze van de basisprijs lijkt, zoals de onderstaande grafiek aantoont.
34/84
Grafiek 11: Evolutie van DAM-basisprijzen en peakprijzen in België voor het jaar 2010 120,00
100,00
€/MWh
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
BE D+1 Base
BE D+1 Peak
Bron: Belpex
II.1.3.1 Eerste trimester (januari tot maart 2010)
78.
Tijdens dit trimester verschilt de gemiddelde day-ahead prijs sterk van land tot land,
zoals blijkt uit de onderstaande tabel: Tabel 7: Gemiddelde, minimum en maximum DAM-prijs van het eerste trimester 2010
1e trimester 2010 gemiddelde prijs van het trimester minimumprijs van het trimester maximumprijs van het trimester
BE 43,88 15,11 85,88
DE 41,02 16,69 54,07
FR 48,21 15,13 89,83
NL 37,35 22,41 41,89
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
79.
De bovenstaande tabel toont aan dat Frankrijk en, in mindere mate, België hogere
day-ahead prijzen kenden dan Duitsland en Nederland. Dit wordt verklaard door het feit dat deze landen werden geconfronteerd met de onbeschikbaarheid van de productiecentrales in een periode waarin de temperaturen nogal laag waren en ze dus verplicht waren om elektriciteit in te voeren.
35/84
80.
Onderstaande grafiek toont de evolutie van de day-ahead prijs voor het eerste
trimester van 2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland. Deze grafiek geeft de dagen weer waarop de prijzen het hoogst zijn en de dagen waarop de prijzen het laagst zijn.
Grafiek 12: Dagelijkse evolutie van de gemiddelde day-ahead prijzen voor het eerste trimester 2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland 95 90 85 80
75 70 65 60 50 45 40 35
30 25 20 15 10
5
BE D+1 Base
DE D+1 Base
FR D+1 Base
27-03-2010
22-03-2010
17-03-2010
12-03-2010
07-03-2010
02-03-2010
25-02-2010
20-02-2010
15-02-2010
10-02-2010
05-02-2010
31-01-2010
26-01-2010
21-01-2010
16-01-2010
11-01-2010
06-01-2010
0
01-01-2010
€/MWh
55
NL D+1 Base
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
81.
België kent een prijspiek in januari 2010. In die maand wordt België door een
koudegolf getroffen waardoor het verbruik van de gezinnen stijgt, wat tot 11 januari grotendeels door de Belgische productiecentrales kan worden opgevangen. Maar op 11 januari verliest de kerncentrale van Doel eenheid 4, wat leidt tot een belangrijke daling van de productiecapaciteit en een onvermogen om volledig aan de vraag te voldoen en dus ook tot een prijspiek. De volgende dag wordt de situatie geregulariseerd dankzij een nettoinvoer uit de Regio Nord Pool die het productietekort opving.
36/84
82.
Frankrijk heeft gedurende quasi het hele trimester de hoogste prijzen. Frankrijk kende
lagere temperaturen dan de normale seizoenstemperaturen in januari, begin februari en de hele maand maart. Tijdens deze periodes werd Frankrijk geconfronteerd met een forse toename van de vraag naar elektriciteit voor de stroomvoorzieninig van elektrische verwarmingstoestellen. Deze hypergevoeligheid van de vraag voor temperaturen leidt tot een hoge volatiliteit van de elektriciteitsprijzen en is een handicap voor Frankrijk ten opzichte van zijn buurlanden. Volgens de marktmonitoring van elektriciteit en gas van de CRE werden in het eerste trimester van 2010 op twee dagen heel hoge prijspieken waargenomen: -
op 12 januari 2010 was er om 10u00 een prijspiek van 195 €/MWh, gevolgd door een andere piek van 160 €/MWh om 11u00 Naar aanleiding hiervan heeft EPEX Spot een procedure “request for quotes” opgestart;
-
op 12 maart 2010 piekte de uurprijs op 240,7 €/MWh. Deze piek werd door een operationeel incident voorafgegaan waardoor de terbeschikkingstelling van de verbruikprognoses van RTE vertraging opliep.
Niettemin dalen de Franse prijzen eind februari weer dankzij het gebruik van de waterkrachtcentrales die werden gevoed door de hevige neerslag die viel tijdens de storm Xynthia die het Franse grondgebied trof van 27 februari tot 1 maart. 83.
Net als andere Europese landen onderging Duitsland een koudegolf in januari maar
deze had weinig impact op de elektriciteitsprijzen. Vermits Duitsland in de maand januari geen voordeel uit windenergie kon halen, liet zij hoofdzakelijk haar gascentrales werken, wat niet duur was dankzij een gasprijs die een dalende tendens vertoonde. In de maand februari profiteerde Duitsland van de lage prijs dankzij de werking van de windturbines. De prijzen werden echter niet negatief door de strengere reglementering op de toepassing van negatieve prijzen. In de maand maart werden de prijzen op een vrij laag niveau gehandhaafd dankzij de grote windproductie en de indienstneming van steenkoolcentrales in plaats van gascentrales om aan de stijging van de gasprijs te ontsnappen. 84.
Nederland kent geen sterke prijsstijging en volgt hoofdzakelijk de evolutie van gasprijs.
37/84
II.1.3.2 Tweede trimester (april tot juni 2010) 85.
Tijdens dit trimester zijn de gemiddelde day-ahead prijzen tussen België, Frankrijk,
Nederland en Duitsland vrij gelijklopend zoals de onderstaande tabel toont: Tabel 8: Gemiddelde, minimum en maximum DAM-prijs van het tweede trimester 2010
2e trimester 2010 gemiddelde prijs van het trimester minimumprijs van het trimester maximumprijs van het trimester
BE 42,01 19,14 52,55
DE 41,52 15,94 53,70
FR 42,22 19,34 53,56
NL 42,58 22,04 54,06
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
86.
De gemiddelde prijzen van dit trimester zijn voor Frankrijk en België lager dan het
voorgaande trimester in tegenstelling tot Nederland en Duitsland. Duitsland kent ook tijdens dit trimester een hogere volatiliteit van de prijzen zoals men kan afleiden uit de onderstaande grafiek: Grafiek 13:
Dagelijkse evolutie van de gemiddelde day-ahead prijzen voor het tweede trimester 2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland
95
Paasvakantie
90
Hemelvaart
Pinksteren
85 80
75 70
65 60 €/MWh
55 50
45 40
35 30
25 20 15 10 5
BE D+1 Base
DE D+1 Base
FR D+1 Base
30-06-2010
25-06-2010
20-06-2010
15-06-2010
10-06-2010
05-06-2010
31-05-2010
26-05-2010
21-05-2010
16-05-2010
11-05-2010
06-05-2010
01-05-2010
26-04-2010
21-04-2010
16-04-2010
11-04-2010
06-04-2010
01-04-2010
0
NL D+1 Base
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
38/84
87.
Tijdens de eerste twee maanden van dit trimester wordt Duitsland geconfronteerd met
talrijke problemen die zijn elektriciteitsproductie aantasten: -
door een zwakke wind daalt de windproductie met meer dan 2000 MW;
-
de dalende inbreng van drie kerncentrales (Grohnde, Philsburg1 en Brokdorf) omwille van onderhoud. Omdat dit gebeurt in een vakantieperiode waarin de vraag beperkt is, leidt dit echter niet tot heel hoge prijspieken;
-
de daling van het niveau van de waterreservoirs in de maand april die de maand daarop door de hevige neerslag worden gevuld.
Deze spanning op het niveau van de productie doet de prijzen stijgen. Toch blijft deze stijging beperkt door het feit dat de vraag naar elektriciteit beperkt is dankzij de vrij zachte temperaturen van de maand april en de vele verlofdagen in deze periode. 88.
In de laatste maand van het trimester wordt Duitsland geconfronteerd met een sterke
stijging van de huishoudelijke vraag naar airconditioning door de hogere temperaturen dan de normale seizoenstemperaturen. In hitteperiodes is er echter minder windenergie en moet Duitsland dus een beroep doen op conventionele centrales om elektriciteit te leveren. In deze periode is de productie van kerncentrales en steenkoolcentrales echter beperkt en blijven enkel gascentrales over om elektriciteit te produceren. Dit laatste type centrale kan niet voldoen aan de vraag en dus voert Duitsland, voor de eerste keer sinds 2010, energie in. 89.
Tijdens dit trimester is Frankrijk niet langer het land met de hoogste elektriciteitsprijs.
Ondanks de onbeschikbaarheid van kerncentrales door onderhoud kan Frankrijk in de maanden mei en juni op de hydraulische productie rekenen die hoofdzakelijk wordt gevoed door waterreservoirs die na het smelten van de sneeuw zijn gevuld. Dankzij de zachte temperaturen van de maanden april en juni moest Frankrijk geen hoge prijzen ondergaan ten gevolge van de sterke afhankelijkheid van Frankrijk van elektrische verwarming, zoals dat het voorgaande trimester wel het geval was. 90.
Ook België profiteert van een zachte temperatuur in april en juni en ook de
vakantieperiodes leiden tot een daling van het elektriciteitsverbruik. In de maand april kent België een probleem met de beschikbaarheid van de kerncentrales. Deze keer gaat het om de centrale van Tihange. De prijspiek is ditmaal echter veel zwakker dan in het eerste 39/84
trimester toen Doel onbeschikbaar was, omdat nu enkel de productie problematisch is. Door de zachte temperaturen was de vraag niet zo hoog als voorzien in deze tijd van het jaar, zodat de vraag bijna volledig door de productie kon worden voldaan. 91.
Tijdens dit trimester heeft Nederland de hoogste prijs gekend. Dit wordt verklaard door
de productiewijze die Nederland gebruikt: de gascentrales. In dit trimester kent gas hoge prijzen en dus stijgt de prijs voor de elektriciteitsproductie door gascentrales.
II.1.3.3 Derde trimester (juli tot september 2010) 92.
Tijdens dit trimester zijn de gemiddelde day-ahead prijzen tussen België, Frankrijk,
Nederland en Duitsland vrij gelijklopend zoals de onderstaande tabel toont: Tabel 9: Gemiddelde, minimum en maximum DAM-prijs van het derde trimester 2010
3e trimester 2010 gemiddelde prijs van het trimester minimumprijs van het trimester maximumprijs van het trimester
BE 42,72 23,01 58,33
DE 43,81 24,79 57,25
FR 42,80 23,01 58,33
NL 44,62 28,58 58,33
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
93.
De gemiddelde prijzen van dit trimester zijn hoger dan in het voorgaande trimester en
dit voor alle landen. Nederland tekent opnieuw de hoogste prijzen op. Frankrijk heeft dan weer voor de eerste keer lagere prijzen dan de andere landen. Onderstaande grafiek illustreert de gemiddelde dagelijkse evolutie van de verschillende landen.
40/84
Grafiek 14:
Dagelijkse evolutie van de gemiddelde day-ahead prijzen voor het derde trimester
90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
BE D+1 Base
DE D+1 Base
FR D+1 Base
29-09-2010
24-09-2010
19-09-2010
14-09-2010
09-09-2010
04-09-2010
30-08-2010
25-08-2010
20-08-2010
15-08-2010
10-08-2010
05-08-2010
31-07-2010
26-07-2010
21-07-2010
16-07-2010
11-07-2010
06-07-2010
Zomervakantie
01-07-2010
€/MWh
2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland
NL D+1 Base
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
94.
Duitsland kent in de maand juli een hitteperiode die enerzijds het niveau aantast van
de waterreservoirs die de waterkrachtcentrales voeden en anderzijds weinig geschikt is voor windenergie. Bovendien verwarmen de hoge temperaturen het water van de rivieren zo sterk opdat ze niet langer bruikbaar zijn voor het koelcircuit van de kerncentrales en is Duitsland verplicht om bepaalde centrales om veiligheidsredenen gedeeltelijk stil te leggen. Dit zwakke productievermogen ondersteunt de elektriciteitsprijzen. Toch verbetert de situatie in augustus met lagere temperaturen, meer wind die een beter rendement van de windproductie toelaat en heel veel neerslag die de waterreservoirs opnieuw vult. Simultaan hiermee is de beschikbaarheid van de kerncentrales hoger dan in de maand juli. In de maand augustus daalt de druk op de productie en is het verbruik minder omdat veel Duitsers voor hun zomervakantie naar het buitenland gaan. In september herneemt de economische activiteit en worden de huishoudelijke verbruikers met vrij lage temperaturen geconfronteerd, wat tot een hogere vraag naar elektriciteit leidt. De productiecapaciteit van Duitsland is enerzijds verminderd door een zwakke windproductie en anderzijds door het onderhoud van 6 kerncentrales en de niet-geprogrammeerde onbeschikbaarheid van de reactor van Grafenrheinfed (1.275MW). Dit lage beschikbare productievermogen en de hoge vraag naar energie leidt tot een stijging van de elektriciteitsprijs in vergelijking met de voorgaande maand. 41/84
95.
Ook Frankrijk wordt in juli getroffen door een hittegolf en moet zijn productie uit
kerncentrales om veiligheidsredenen beperken door de te hoge temperaturen van het rivierwater dat het koelcircuit van de kerncentrales niet langer kan voeden. De vraag naar elektriciteit is echter beperkt vanaf de derde week door de sluiting van bepaalde ondernemingen voor jaarlijks verlof. Deze beperkte beschikbaarheid van de centrales treft de verbruiker dus niet en de prijs is vrij laag. Tijdens de eerste drie weken van de maand augustus is de vraag lager door de dalende activiteit van de ondernemingen die voor de zomervakantie sluiten. In de maand augustus is de beschikbaarheid van de kerncentrales en deze van de waterkrachtcentrales hoog, zodat probleemloos aan het verbruik kan worden voldaan en er in die maand zelfs energie kan worden uitgevoerd. Dit laat Frankrijk toe om de laagste prijzen te hebben. In september hernemen de activiteiten van de ondernemingen en dus ook hun verbruik. Maar de grote beschikbaarheid van de kerncentrales beperkt de stijging van de elektriciteitsprijs. 96.
Nederland kent belangrijke stijgingen van de elektriciteitsprijs door de stijging van de
brandstofprijs (gas) die de productiecentrales, grotendeels gascentrales, voedt. Toch blijven de prijzen van Nederland in de maand augustus rond het gemiddelde dankzij hun strategie om de centrales stil te leggen wanneer het land goedkoper elektriciteit kan invoeren. 97.
Tijdens dit trimester volgt België de prijzen van Frankrijk.
II.1.3.4 Vierde trimester (oktober tot december 2010)
98.
Tijdens dit trimester zijn de gemiddelde day-ahead prijzen voor België, Frankrijk,
Nederland en Duitsland nogal uiteenlopend zoals de onderstaande tabel toont: Tabel 10: Gemiddelde, minimum en maximum DAM-prijs van het vierde trimester 2010
4e trimester 2010 gemiddelde prijs van het trimester minimumprijs van het trimester maximumprijs van het trimester
BE 56,49 25,47 85,81
DE 51,50 26,88 72,06
FR 56,95 25,47 85,81
NL 52,47 26,97 72,06
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
42/84
99.
In de loop van dit trimester zijn de gemiddelde day-ahead prijzen hoger dan de prijzen
van de andere trimesters van 2010 en plaatst Frankrijk zich opnieuw als land dat de hoogste prijzen toepast. We stellen ook vast dat de maximumprijzen in dat trimester hoog zijn en dat deze van België en Frankrijk de prijzen van het eerste trimester benaderen. 100. De onderstaande grafiek met de gemiddelde dagelijkse prijsevoluties maakt het mogelijk om de prijspieken tot in de details te analyseren en de verschillende elementen die de prijs beïnvloeden, te situeren. Grafiek 15:
Dagelijkse evolutie van de gemiddelde day-ahead prijzen voor het vierde trimester
Kerst-
Koppeling
DE D+1 Base
FR D+1 Base
20-12-2010
15-12-2010
10-12-2010
05-12-2010
30-11-2010
25-11-2010
20-11-2010
15-11-2010
10-11-2010
05-11-2010
31-10-2010
26-10-2010
21-10-2010
16-10-2010
11-10-2010
06-10-2010
BE D+1 Base
30-12-2010
mis
CWE
25-12-2010
95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 01-10-2010
€/MWh
2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland
NL D+1 Base
Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg
101. Voor we de factoren verklaren die de prijs in de verschillende landen hebben beïnvloed, moeten we een belangrijk evenement van dit trimester benadrukken: de marktkoppeling
met
Duitsland.
Sinds
9
november
heeft
Duitsland
zich
bij
de
marktprijskoppeling met België, Frankrijk en Nederland aangesloten. Met deze koppeling moet de stroom aan de grenzen worden geoptimaliseerd.
43/84
102. Tijdens dit trimester zijn de temperaturen lager dan de normale seizoenstemperaturen en dat is één van de factoren die de hoge prijzen van het trimester verklaren. 103. Zoals hoger gezegd, is Frankrijk opnieuw het land met de duurste prijzen. In dit trimester hebben verschillende evenementen een aanzienlijke impact op de elektriciteitsprijs gehad. In de maand oktober deden de verbruikspieken die op bovenstaande grafiek worden vastgesteld zich voor ten gevolge van stakingen (12, 19 en 28 oktober 2010) in de energiesector, die de productie hebben verstoord en Frankrijk hebben verplicht om energie in te voeren die hoofdzakelijk in België werd geproduceerd. Een congestie verhinderde Nederland immers om een deel van de energie die Frankrijk vroeg te leveren. 104. Van 9 november – dag van de marktkoppeling – tot 22 november 2010 pasten de Belgische, Franse en Duitse markten exact dezelfde prijzen toe ten gevolge van de optimalisering van de grensoverschrijdende stromen die door de marktkoppeling mogelijk werden. Op 12 november 2010 bereikte de Duitse windproductie het recordniveau van 2010, nl. 20 GW. De windproductie leidde tot een daling van de Duitse prijs, maar dankzij de marktkoppeling ook van die in België, Frankrijk en, in mindere mate, Nederland. Vanaf 22 november maakt Frankrijk zich los van Duitsland en Nederland omwille van de verbruikspiek door de warmtegevoeligheid van de Franse vraag. 105. In de maand december kenden alle landen een sterke prijsstijging en dit hoofdzakelijk door
de
extreem
lage
temperaturen
en
de
onbeschikbaarheid
van
bepaalde
productiecapaciteiten. De elektriciteitsprijzen zijn het hoogst in België en in Frankrijk. Frankrijk wordt geconfronteerd met een hoog elektriciteitsverbruik voor de elektrische verwarmingen gelet op de heel lage temperaturen. België werd verplicht om eenheid 4 van Doel stil te leggen ten gevolge van een brand en zag zich verplicht om 25 % van de door de verbruikers gevraagde energie in te voeren om aan de vraag naar elektriciteit te voldoen. De energie werd hoofdzakelijk uit Nederland ingevoerd. Ook de prijzen in Duitsland zijn hoog door de lage windsterkte die de windproductie onvoldoende voedt, zodat Duitsland verplicht is om zijn conventionele centrales te gebruiken om elektriciteit te produceren. De prijzen in Nederland worden gesteund door de gasprijzen die sterk stijgen op het einde van dit jaar.
44/84
II.2
Evolutie van de volumes op de spotmarkt van elektriciteit
II.2.1
Uitgewisseld volume op de Belgische day-ahead markt
106. Eind 2010 telde de Belgische elektriciteitsbeurs Belpex 36 geregistreerde en actieve marktactoren, dat wil zeggen tweemaal meer dan in 2009. Bij deze actoren vinden we producenten, leveranciers, traders en banken. 107. Na twee jaar economische crisis hernam de economische groei in 2010. Deze economische heropleving leidde tot een stijging van het verbruik en een stijging van de volumes die op de beurs werden uitgewisseld. 108. De onderstaande tabel vermeldt het totaalvolume van de verhandelde energie die jaarlijks op Belpex day-ahead wordt gekocht en verkocht, uitgedrukt in TWh in 2010, alsook het percentage dat het onderhandelde volume ten opzichte van het verbruik van Elia vertegenwoordigt: Tabel 11:
Totaalvolume van de energie die jaarlijks op Belpex day-ahead wordt verhandeld en het percentage dat het onderhandelde volume ten opzichte van het verbruik van Elia vertegenwoordigt
2010
onderhandeld volume gekocht volume verkocht volume % van het verbruik van Elia 11,84 TWh 9,59 TWh 8,91 TWh 13,70%
Bron: Belpex + Studie CREG 110331-CDC-1050 p23
109. Uit de bovenstaande tabel blijkt dat in 2010 11,84 TWh werd verhandeld, of 13,70 % van het verbruik van Elia. De marktactoren hebben 9,59 TWh gekocht en 8,91 TWh verkocht. Het verschil tussen de gekochte en verkochte volumes (0,77TWh) is het gevolg van de invoer in de regelzone van Elia.29
29
Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p. 23. 45/84
Grafiek 16: Maandelijkse evolutie van de gemiddelde verhandelde volumes, van de gemiddelde gekochte volumes en van de gemiddelde verkochte volumes op Belpex in 2010
2.500 2.000 1.500
1.000 500
Onderhandeld volume
gekocht volume
201012
201011
201010
201009
201008
201007
201006
201005
201004
201003
201002
201001
0
verkocht volume
Bron: Belpex+ Studie CREG 110331-CDC-1050 p24
110. Uit de bovenstaande grafiek blijkt dat het gemiddelde maandelijkse verhandelde volume het hoogste niveau van het jaar 2010 heeft bereikt in de maand december: 2.164 MWh/h30. We stellen in deze maand een verschil van 1.313 MWh/h tussen het gekochte volume en het verkochte volume vast, afkomstig van de invoer van Nederland of Frankrijk. Verder stellen we vast dat het onderhandelde volume in augustus 2010 hoog is. De verkochte volumes zijn deze keer hoger dan de gekochte volumes. Het verschil is afkomstig van de uitvoer naar Frankrijk of naar Nederland.31
30
Volgens het jaarverslag van Elia werd het recordvolume dat op de beurs werd uitgewisseld, bereikt op 7 december 2010 met 80.607 MWh, of 27,1 % van het dagelijkse verbruik van de zone van Elia. 31 Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p. 24. 46/84
II.2.2
Grensoverschrijdende uitwisseling
II.2.2.1 Commerciële capaciteit 111. De onderstaande tabel illustreert de gemiddelde commerciële capaciteit die voor het jaar 2010 op de 4 interconnectierichtingen beschikbaar is, alsook voor de invoer en de uitvoer: Tabel 12:
Gemiddelde
commerciële
capaciteit
beschikbaar
voor
2010
op
de
4
interconnectierichtingen
jaar 2010
beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit per uur (MW) per interconnectierichting BE=>FR NL=>BE BE=>NL 1.188 1.346 1.351
FR=>BE 2.700
import-export import export 3.923 2.394
Bron: Elia+ Studie CREG 110331-CDC-1050 p42
II.2.2.2 Gebruik van de interconnectiecapaciteit
112. België is in 2010 netto-invoerder van energie met een saldo van 0,55 TWh. België heeft
de
meeste
energie
ingevoerd
in
de
maand
december
omwille
van
de
buitendienststelling van een kerncentrale in volle koude periode. Omdat de vraag niet meer kon worden voldaan na deze amputatie van de productie, heeft België massaal elektriciteit ingevoerd (zie onderstaande grafiek).
47/84
Grafiek 17: Maandelijkse invoer en uitvoer van elektriciteit door België in 2010 1.500.000 1.000.000
MWh
500.000 0 -500.000
-1.000.000 -1.500.000
invoer
dec-10
nov-10
okt-10
sep-10
aug-10
jul-10
jun-10
mei-10
aprl-10
mrt-10
feb-10
jan-10
-2.000.000
uitvoer
Bron: Elia
113. Een deel van de invoer en de uitvoer vloeit voort uit de marktuitwisselingen die het gevolg zijn van de marktkoppeling tussen de drie beurzen: Belpex, Powernext en APX. 114. Het aandeel van de invoer dat het gevolg is van de uitwisseling op de beurzen door de marktkoppeling wordt in het blauw weergegeven in de onderstaande grafiek (hierna: “uitvoer TLC”). We zien dat meer dan 50 % van de volumes die op Belpex worden verhandeld in augustus naar Nederland of Frankrijk werd uitgevoerd. We stellen hetzelfde fenomeen vast in juli, maar in mindere mate. In de maand december werd geen enkel onderhandeld volume uitgevoerd omdat België een te lage productie had (buitendienststelling van een kerncentrale) om aan het verbruik te kunnen voldoen. We stellen ook vast dat minder dan 10% van de verhandelde volumes in januari, wintermaand met extreme temperaturen, naar Frankrijk of Nederland wordt uitgevoerd.
48/84
Grafiek 18: Evolutie van de marktaandelen op Belpex DAM voor de aankoopmarkt voor energie in 2010
Bron:
Belpex
+
Studie
CREG
110331-CDC-1050
over
de
werking
van
de
Belgische
groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p.26
115. Het deel van de invoer dat het gevolg is van de uitwisseling op de beurzen door de marktkoppeling wordt donkerblauw weergegeven in de bovenstaande grafiek.32
32
Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p. 25.
49/84
Grafiek 19:
Evolutie van de marktaandelen op Belpex DAM voor de verkoopmarkt voor energie in 2010
Bron: Belpex+ Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit- monitoringrapport 2010, p. 26
116. Uit bovenstaande grafiek blijkt dat 60 % van de verhandelde volumes in december uit Nederland en Frankrijk werd ingevoerd. In augustus daarentegen werd minder dan 10 % van de verhandelde volumes ingevoerd.33 117. We gaan nu de richting van de stroom aan de grenzen van België bestuderen. We bestuderen eerst de zuidgrens van België en vervolgens de noordgrens.
33
Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p. 26 50/84
Grafiek 20:
Maandelijkse bruto-invoer en uitvoer van elektriciteit op de interconnectie Frankrijk België
1.000.000
800.000 600.000
MWh
400.000 200.000 0 -200.000 -400.000 -600.000 -800.000 jan-10
feb-10
mrt-10
aprl-10
mandelijkse uitvoer
mei-10
jun-10
jul-10
mandelijkse invoer
aug-10
sep-10
okt-10
nov-10
dec-10
netto saldo
Bron: Elia
118. Zoals bovenstaande grafiek toont, was de Belgische markt in 2010 netto-uitvoerder naar Frankrijk. De Belgische markt bleef wel netto-invoerder van de maand juni tot september.
51/84
Grafiek 21:
Maandelijkse bruto-invoer en uitvoer van elektriciteit op de interconnectie Nederland België
1.500.000
1.000.000
MWh
500.000
0
-500.000
-1.000.000
-1.500.000
jan-10
feb-10
mrt-10
aprl-10
mandelijkse uitvoer
mei-10
jun-10
jul-10
mandelijkse invoer
aug-10
sep-10
okt-10
nov-10
dec-10
netto saldo
Bron: Elia
119. Zoals bovenstaande grafiek toont, was de Belgische markt in 2010 netto-invoerder van Nederland. De Belgische markt bleef wel netto-uitvoerder van de maand juni tot september.
II.2.3
Probleem dat druk legt op de uitwisselingen op de Belgische dayahead markt
120. Coreso, een regionaal technisch coördinatiecentrum, werd op 16 februari 2009 op initiatief van Elia, RTE en National Grid opgericht. Dit coördinatiecentrum moet de risico’s op incidenten op het net Centraal West-Europa evalueren en preventieve maatregelen, die faseverschuivingstransformatoren omvatten, aan de transmissienetbeheerders voorstellen zodat ze de veiligheid in hun respectieve controlezones kunnen verzekeren. 121. In zijn werkingsverslag meldt Coreso dat het CWE-net in 2010 minder onder druk stond dan in 2009. Coreso heeft twee dagen van grote stress op het net genoteerd, die een gecoördineerde interventie vereisten om de uitwisselingen op de verschillende markten van
52/84
de CWE-zone op elkaar af te stemmen. Coreso vestigt ook de aandacht op 15 dagen waarin het net een middelhoge stress kende. Grafiek 22: Statistiek van Coreso van het stressniveau van het net van januari tot december 2010 35
30
25
Aantal
20
15
23 31
29
29 30
27
28
31
31
28
30
31
10
5
7
0 jan-10
1
2
feb-10
mrt-10
aprl-10
1 1
2
mei-10
jun-10
jul-10
aug-10
sep-10
1
2
okt-10
nov-10
dec-10
situatie van grote stress op het net die een coördinatie vergt van de TSB's kritische situatie of coördinatie vereist
situatie zonder druk voor de regio CWE
Bron: Coreso
122. De eerste dag van grote stress op het net deed zich voor op 5 mei 2010. Deze stress werd veroorzaakt door een combinatie van drie fenomenen: de onbeschikbaarheid van de dwarsregeltransformator van Zandvliet, het onderhoud van lijn 380 KV tussen Avelgem en Aveline en een hoge invoer door Frankrijk. Door deze druk legde de hoge stroom door België een onaanvaardbare druk op het net Avelgem en op de Franse lijn van Avelin. Om problemen te vermijden, heeft Coreso voorgesteld om het Belgische en Nederlandse net in het substation van Zandvliet los te koppelen, de PST in België preventief te wijzigen en het substation van Lonny te wijzigen. Dit voorstel werd aan Ampirion en Tennet voorgelegd die het daarna hebben gerealiseerd.
53/84
Figuur 8: Verklarend schema van het incident op het net dat Coreso op datum van 5 mei 2010 heeft aangetoond
34
123. De tweede dag van grote stress op het net deed zich voor op 18 oktober 2010. Deze keer is het een gevolg van de combinatie van een sterke uitvoer van Nederland door de verlofperiode en een hoge invoer van Frankrijk door de massale stakingen in de energiesector en het geplande onderhoud van de dwarsregeltransformator van Zandvliet. Coreso stelt opnieuw een onaanvaardbare druk op het net vast door de te hoge stroom die van het Noorden van België naar het Zuiden van België gaat voor de toevoer van Frankrijk dat met een energietekort kampt. Om dit probleem te verhelpen, heeft Coreso voorgesteld om het substation van Zandvliet los te koppelen, de dwarsregeltransformator te wijzigen en een wijziging door te voeren aan het substation van Doel. Er werd uiteindelijk gekozen voor het uitstellen van de werken aan de interconnectie tussen Nederland en België. Het voorstel van Coreso betreffende Zandvliet werd echter verworpen, zodat het Belgische net toch moeilijkheden ondervond.
34
Coreso Operational review 2010,p.5 54/84
Figuur 9:
Verklarend schema van het incident op het net dat Coreso op datum van 18 oktober 2010 heeft aangetoond
II.3
Evolutie
35
van
de
forwardprijs
van
de
elektriciteitsmarkt II.3.1
Forwardprijs vergeleken met spotprijs
124. In 2010 waren de quarter-ahead (M+1) en year-ahead (Y+1) forwardprijzen hoger dan de day-ahead prijs zoals onderstaande tabel aantoont.
35
Coreso operational review 2010, p. 6. 55/84
Tabel 13: Vergelijking van de day-ahead spotprijs van Belpex met de Belgische forwardprijs €/MWh 2010
D+1 46,28
M+1 45,19
Q+1 46,39
Y+1 50,97
absoluut verschil ten opzichte van D+1 M+1 Q+1 Y+1 -1,08 0,11 4,70
Bron: Belpex, APX-ENDEX-BE en Studie CREG 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p.34
125. De forwardprijs kan hoger zijn dan de spotprijs omdat deze prijs rekening houdt met de risicopremie die de kopers bereid zijn te betalen om zich te wapenen tegen onvoorziene omstandigheden die een invloed op de groothandelsprijzen kunnen hebben
36
. Zoals uit
onderstaande schema blijkt, kunnen er veel onvoorziene omstandigheden optreden: Figuur 10: Niet-exhaustieve lijst van de verschillende onvoorziene omstandigheden die een impact op de forwardprijs voor elektriciteit kunnen hebben
Bron:http://www.egl.eu/content/dam/downloads/eglch/en/about/Publications/Energy%20Knowhow%20Electricity%20Derivatives.pdf
II.3.1.1 Risicopremie37 126. We zien in tabel 13 trouwens dat het contract dat een jaar op voorhand wordt afgesloten, duurder is dan een contract dat een trimester op voorhand wordt afgesloten. Hoe langer op voorhand het contract wordt afgesloten, hoe hoger de risicopremie dus zal zijn.
36
Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p. 34. 37 Studie CREG 110331-CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p.34. 56/84
127. We kunnen begrijpen dat de afkeer voor risico’s door onverwachte marktvoorwaarden groter is bij de verbruiker dan bij de producent. Dit wordt verklaard door het feit dat de verbruiker meestal een industriële onderneming is die haar elektriciteitsverbruik evalueert in functie van haar bestelboek in een tijdspan van enkele maanden tot enkele jaren, maar niet op langere termijn. De vaste prijs voor de vraag naar elektriciteit kan hun risico beperken, zelfs indien ze een premie moeten betalen. De afkeer voor risico’s van de producenten is groot bij contracten op heel lange termijn omdat hun investeringen in productiemiddelen meestal op een periode van 15 tot 40 jaar worden afgeschreven.
II.3.1.2 Liquiditeitsniveau van de markt38 128. Het liquiditeitsniveau van de markt op lange termijn ten opzichte van dat op korte termijn zou ook kunnen verklaren waarom de forwardprijs meestal hoger is dan de spotprijs. 129. De spread van aanbod en vraag (bid-ask spread) is een van de maten die men kan gebruiken om de liquiditeit te meten. De prijs van het aanbod (bid) is de maximumprijs tegen dewelke de markt bereid is om het product te kopen en de prijs van de vraag (ask) is de minimumprijs tegen dewelke de markt bereid is om het product te verkopen. De prijs van het aanbod is steeds lager dan de prijs van de vraag en het verschil tussen deze twee prijzen vormt de bid-ask spread. Hoe kleiner de spread, hoe meer de markt als liquide wordt beschouwd. 130. Uit onderstaande tabel blijkt voor alle landen dat, indien de bid-ask spread als een goede maat voor de liquiditeit van een markt wordt beschouwd, de liquiditeit van de producten die een maand of een trimester vooraf werden afgesloten, hoger is dan deze van de producten die een jaar vooraf werden afgesloten. Tabel 14: Vergelijking van de Belgische forwardprijs met de Nederlandse forwardprijs
bid-ask spread 2010
BE M+1 0,391
BE Q+1 0,382
BE Y+1 0,297
NL M+1 0,366
NL Q+1 0,494
NL Y+1 0,230
Bron: APX-ENDEX-BE+ Studie CREG 110331-CDC-1050 p. 35
131. De bovenstaande tabel toont ook dat de bid-ask spread van België in 2010 altijd hoger was dan deze van Nederland.
38
Idem 57/84
II.3.1.3 Andere factoren 132. Er zijn nog andere redenen die kunnen verklaren dat de forwardprijs meestal hoger is dan de spotprijs, zoals de transparantie van de markt.
II.3.2
Driemaandelijkse analyse
van de factoren die de forwardprijs
beïnvloeden 133. In dit deel analyseren we de evolutie van de forwardprijs Y+1 van de verschillende landen die de Regio Centraal West-Europa (CWE) vormen voor het jaar 2010 via de beurs. Met het oog hierop wordt een verklaring bestudeerd van de verschillende factoren die een invloed op de forwardprijs hebben. 134. Uit onderstaande grafiek blijkt dat de forwardprijzen dezelfde tendens volgen. Toch kent Frankrijk nog altijd hogere prijzen dan de andere landen. De forwardprijs is hoger in Frankrijk dan in de andere landen van de CWE-regio omdat de marktactoren voorzien dat op de DAM-markt de Franse prijs gemiddeld hoger zal zijn dan die van andere landen. De Franse DAM-prijzen waren trouwens gemiddeld hoger dan in de buurlanden in 2009 en 2010. Vermits de marktactoren geen fundamentele wijzigingen verwachten in de huidige marktstructuur of de interconnectiecapaciteit, schatten ze dat de DAM-prijzen zich volgend jaar op dezelfde manier zullen gedragen als in 2010, dat wil zeggen dat ze opnieuw hoger zullen zijn dan in de buurlanden.
58/84
Grafiek 23: Gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor het jaar 2010 voor de contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland
61
€/MWh
56
51 BE Y+1 base
46
DE Y+1 base FR Y+1 base NL Y+1 base
41
04-01-2010 19-01-2010 03-02-2010 18-02-2010 05-03-2010 22-03-2010 08-04-2010 23-04-2010 12-05-2010 31-05-2010 15-06-2010 30-06-2010 15-07-2010 30-07-2010 16-08-2010 31-08-2010 15-09-2010 30-09-2010 15-10-2010 01-11-2010 16-11-2010 01-12-2010 16-12-2010
36
. Bron:ENDEX-BE, ENDEX-NL, EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES, EEX FRENCH POWER FUTURE DERIVATES
135. We geven verder het detail van de evoluties van de verschillende landen per trimester omdat dit, zoals men uit de grafiek kan afleiden, de beste manier lijkt om het jaar 2010 op te delen.
II.3.2.1 Eerste trimester 2010 (januari –maart) 136. Dit trimester wordt gekenmerkt door een daling van de forwardprijzen Y+1 in alle landen van de Regio Centraal West-Europa zoals men kan vaststellen op de onderstaande grafiek.
59/84
Grafiek 24:
Gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het eerste trimester 2010 voor de contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland
56 54 52
€/MWh
50 48
46 44 42 40 38
BE Y+1 base
DE Y+1 base
FR Y+1 base
29-03-2010
24-03-2010
19-03-2010
16-03-2010
11-03-2010
08-03-2010
03-03-2010
26-02-2010
23-02-2010
18-02-2010
15-02-2010
10-02-2010
05-02-2010
02-02-2010
28-01-2010
25-01-2010
20-01-2010
15-01-2010
12-01-2010
07-01-2010
04-01-2010
36
NL Y+1 base
Bron:ENDEX-BE, ENDEX-NL, EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES, EEX FRENCH POWER FUTURE DERIVATES
137. Tijdens deze periode werd de forwardprijs Y+1 van Duitsland sterk beïnvloed door de steenkoolprijs zoals onderstaande grafiek toont.
60/84
Grafiek 25: Vergelijking tussen de gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor het eerste trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in Duitsland en de gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het eerste trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten voor steenkool
DE Y+1 base
€/t
29-03-2010
24-03-2010
19-03-2010
16-03-2010
11-03-2010
08-03-2010
40 03-03-2010
40,00 26-02-2010
45
23-02-2010
42,00
18-02-2010
50
15-02-2010
44,00
10-02-2010
55
05-02-2010
46,00
02-02-2010
60
28-01-2010
48,00
25-01-2010
65
20-01-2010
50,00
15-01-2010
70
12-01-2010
52,00
07-01-2010
75
04-01-2010
€/MWh 54,00
Coal cal Y+1
Bron: EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES+ Bloomberg API2
Wanneer we de evolutie van de maand januari tot februari bestuderen, zien we dat de forwardprijzen Y+1 een daling van 4 tot 5 % hebben gekend, die grotendeels werd veroorzaakt door een daling van de steenkoolprijs met 6 tot 8 %. De dalende steenkoolprijs is hoofdzakelijk te danken aan een grote daling van de vraag naar steenkool in China, Afrika en Europa. In de maand maart bleef de forwardprijs Y+1 de tendens van steenkool volgen. 138. De evolutie van de forwardprijzen Y+1 in Nederland volgt dezelfde tendens als de Duitse prijsevolutie. Toch wordt de prijsdaling door een andere factor verklaard. Voor Nederland is gas de hoofdfactor die een invloed heeft op de forwardprijs Y+1. We stellen vast dat de elektriciteitscontracten die een jaar vooraf werden afgesloten sterk gecorreleerd zijn met de gascontracten die ook een jaar vooraf werden afgesloten.
61/84
Grafiek 26: Vergelijking tussen de gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor het eerste trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in Nederland en de gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het eerste trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten voor gas €/MWH 55
20 €/MWH th
50
18
45
16
40
14
35
12
30
10
25
8
20
6
15
4
5
2
0
0
04-01-2010 07-01-2010 12-01-2010 15-01-2010 20-01-2010 25-01-2010 28-01-2010 02-02-2010 05-02-2010 10-02-2010 15-02-2010 18-02-2010 23-02-2010 26-02-2010 03-03-2010 08-03-2010 11-03-2010 16-03-2010 19-03-2010 24-03-2010 29-03-2010 01-04-2010
10
NL Y+1
TTF base Cal Y+1 (axe droit)
Bron: ENDEX-NL+ ENDEX-TTF
Nederland heeft zijn gascontract heronderhandeld zodat het niet langer in grote mate op fuel is geïndexeerd en rekening houdt met de spotgas. Wetende dat gas de belangrijkste brandstof is voor de elektriciteitsproductie in Nederland, is het duidelijk welk belang ze erbij hadden om het contract te wijzigen. 139. Frankrijk heeft haar langetermijncontracten dan weer geïndexeerd op fuel. Fuel kent een prijsdaling, zodat ook de forwardprijs voor Frankrijk zakt. De prijsdaling is echter minder sterk dan in de andere landen omdat het niveau van de waterreservoirs laag is.
62/84
II.3.2.2 Tweede trimester 2010 (april-juni)
140. Dit trimester wordt gekenmerkt door een periode van stijgende forwardprijzen Y+1 in alle landen van de CWE-regio. Grafiek 27:
Gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het tweede trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland
61
€/MWh
56 51 46 41
BE Y+1 base
DE Y+1 base
FR Y+1 base
29-06-2010
24-06-2010
21-06-2010
16-06-2010
11-06-2010
08-06-2010
03-06-2010
31-05-2010
26-05-2010
20-05-2010
17-05-2010
11-05-2010
06-05-2010
29-04-2010
26-04-2010
21-04-2010
16-04-2010
13-04-2010
08-04-2010
01-04-2010
36
NL Y+1 base
Bron:ENDEX-BE, ENDEX-NL, EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES, EEX FRENCH POWER FUTURE DERIVATES
141. In de lente van 2010 kent Duitsland een tegenovergestelde evolutie van de forwardprijs dan deze van het 1ste trimester van 2010. De forwardprijzen Y+1 kennen een stijging die te wijten zou zijn aan een verbetering van de economische situatie. De stijging voor de maand april is trouwens veelzeggend, vermits ze ongeveer 6,5 €/MWh bedraagt of 15 % in vergelijking met de maand maart. In mei 2010 bereikt de forwardprijs een record (op 7 mei bereikte de prijs 54,59 €/MWh), dat op hetzelfde moment ook op de steenkoolmarkt wordt bereikt. Na dit record stabiliseren de prijzen rond 50 €/MWh. Deze prijspiek is te wijten aan een correctie van de schatting van de vraag naar steenkool van India en China die voordien werd overschat. In juni blijven de forwardprijzen hoog ten gevolge van een hoge CO2- en gasprijs. Ook de prijs van steenkool blijft hoog door het lage aanbod na een staking
63/84
in de Colombiaanse mijnen en het stopzetten - om veiligheidsredenen - van de activiteiten van twee mijnen in Rusland. 142. Wat België, Nederland en Frankrijk betreft, bedraagt de stijging van de forwardprijs ongeveer 3 €/MWh in de maand april. Frankrijk behoudt nog steeds de hoogste forwardprijzen, wat wordt verklaard door de lage voorraad waterkrachtenergie en een zwakke nucleaire capaciteit in dit trimester. Naast productieproblemen moet Frankrijk – net als België en Nederland, het hoofd bieden aan een stijging van de Nederlandse gasprijs (TTF) met ongeveer 7 %. Deze stijging van de gasprijs wordt enerzijds veroorzaakt door de stijgende fuelprijs en anderzijds door een stijging van de Amerikaanse gasprijs. Deze laatste stijging vloeit voort uit de toenemende Amerikaanse vraag ten gevolge van de bemoedigende economische indicatoren enerzijds en de beperkte beschikbaarheid van kernenergie in de Verenigde Staten anderzijds. In mei zetten de prijzen hun stijging voort in vergelijking met de voorgaande maand: 8 % voor Nederland, 7 % voor België en 6 % voor Frankrijk. Dit resulteert uit een vrij lage gasopslagcapaciteit in Europa door de frisse temperaturen die voor een stijging van de risicopremie van de gasprijs op termijn zorgen. De impact van de evolutie van de gasprijs is hoger in Nederland en België omdat een groter deel van hun elektrisch productiepark op gas werkt.
II.3.2.3 Derde trimester 2010 (juli-september) 143. Dit trimester wordt gekenmerkt door een periode waarin de forwardprijs Y+1 in alle landen van de CWE-regio afneemt.
64/84
Grafiek 28:
Gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het derde trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland
61
€/MWh
56 51 46 41
BE Y+1 base
DE Y+1 base
FR Y+1 base
28-09-2010
23-09-2010
20-09-2010
15-09-2010
10-09-2010
07-09-2010
02-09-2010
30-08-2010
25-08-2010
20-08-2010
17-08-2010
12-08-2010
09-08-2010
04-08-2010
30-07-2010
27-07-2010
22-07-2010
19-07-2010
14-07-2010
09-07-2010
06-07-2010
01-07-2010
36
NL Y+1 base
Bron:ENDEX-BE, ENDEX-NL, EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES, EEX FRENCH POWER FUTURE DERIVATES
144. Dit trimester wordt gekenmerkt door een periode waarin de forwardprijzen Y+1 in alle landen van de CWE-regio afnemen. 145. Tijdens de maanden juli en augustus zijn de Duitse prijzen sterk gecorreleerd met de gas- en de steenkoolprijs. Het pessimistische toekomstbeeld, de algemene economische ontwikkeling en de lage aankoopinteresse van India door het begin van de moesson hebben tot een daling van de steenkoolprijs geleid. De steenkoolprijs wordt niettemin gesteund door onderbrekingen van de bevoorrading door de uiterst natte weersomstandigheden. De gasprijs daalt dan weer in het 3e trimester, terwijl de prijs op de CO2-markt tot de stijging van de elektriciteitsprijs leidt. De aankondiging van de verlenging van de levensduur van de kerncentrales in Duitsland heeft maar weinig effect op de elektriciteitsprijs. 146. De forwardprijzen voor elektriciteit van Frankrijk, Nederland en België dalen in de maand juli en blijven vervolgens relatief stabiel door een daling van de prijzen voor gas en steenkool.
65/84
147. Deze periode wordt gekenmerkt door een periode van lagere activiteit ten gevolge van de verlofperiode. In de maanden juli en augustus daalden de verschillende “commodities” die een invloed hebben op de elektriciteitsprijzen.
II.3.2.4 Vierde trimester 2010 (oktober-december) 148. Dit laatste trimester van 2010 wordt gekenmerkt door een daling van de forwardprijzen van oktober tot half november en een stijging van de forwardprijzen van half november tot december in alle landen van de CWE-regio. Grafiek 29:
Gemiddelde dagelijkse forwardprijs voor elektriciteit voor het vierde trimester 2010 voor contracten die een jaar vooraf werden afgesloten in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland
56 54 52
€/MWh
50 48
46 44 42 40 38
BE Y+1 base
DE Y+1 base
FR Y+1 base
30-12-2010
27-12-2010
21-12-2010
16-12-2010
13-12-2010
08-12-2010
03-12-2010
30-11-2010
25-11-2010
22-11-2010
17-11-2010
12-11-2010
09-11-2010
04-11-2010
01-11-2010
27-10-2010
22-10-2010
19-10-2010
14-10-2010
11-10-2010
06-10-2010
01-10-2010
36
NL Y+1 base
Bron:ENDEX-BE, ENDEX-NL, EEX GERMAN POWER FUTURE DERIVATES, EEX FRENCH POWER FUTURE DERIVATES
149. De prijsdaling tussen oktober en half november wordt door de dalende prijs voor fuel en steenkool verklaard. Vanaf half november daalt de temperatuur en dit veroorzaakt de stijging van de fuelprijs, de forwardprijs voor elektriciteit volgt dezelfde evolutie als de spotprijs. De prijsdaling van CO2 tijdens dit vierde trimester samen met een hoge steenkoolprijs motiveert de actoren om gas in plaats van steenkool te gebruiken. 66/84
II.4
Fundamentals van de elektriciteitsprijs
150. De volgende grafiek toont de prijsevolutie van de fundamentals voor elektriciteit tijdens het jaar 2010. 39
18
40
16
35
14
30
12
25
10
20
8
15
6
10
4
5
2
0
0
€/t
45
04-01-2010 12-01-2010 20-01-2010 28-01-2010 05-02-2010 15-02-2010 23-02-2010 03-03-2010 11-03-2010 19-03-2010 29-03-2010 08-04-2010 16-04-2010 26-04-2010 04-05-2010 12-05-2010 20-05-2010 28-05-2010 07-06-2010 15-06-2010 23-06-2010 01-07-2010 09-07-2010 19-07-2010 27-07-2010 04-08-2010 12-08-2010 20-08-2010 30-08-2010 07-09-2010 15-09-2010 23-09-2010 01-10-2010 11-10-2010 19-10-2010 27-10-2010 04-11-2010 12-11-2010 22-11-2010 30-11-2010 08-12-2010 16-12-2010 24-12-2010
€/MWh th
Grafiek 30: Prijsevolutie van de fundamentals voor elektriciteit tijdens het jaar 2010 .
NBP Y+1 €/MWhth Coal cal Y+1 €/MWhth TTF base Cal Y+1 €/MWhth
Henry hub Y+1 €/MWhth Brent M+1 €/MWhth EUA cal Y+1 €/t
151. Uit deze grafiek blijkt dat de fossiele brandstoffen, met uitzondering van fuel, tijdens het eerste trimester van 2010 een daling kenden. We stellen vast dat de fossiele brandstoffen tijdens het tweede trimester 2010 een heropleving kenden in de maand april (+19 %) om vervolgens weer te dalen in mei (-2,5 %) en zich te stabiliseren in de maand juni. Tijdens het derde trimester 2010 kenden de fossiele brandstoffen een daling om in het vierde trimester opnieuw te stijgen. Tijdens dit laatste trimester was de stijging van de prijzen voor gas (+16%) en steenkool (+23 %) gedeeltelijk te wijten aan de stijging van de prijs per fuelbaril (+15 %). 39
Gebruikte omzettingsfactoren:
1
th
= 100.000
Btu
1
Btu
= 0,000293 kWh
1
th
= 29,3
kWh
67/84
152. De onderstaande grafiek toont de evolutie van de Clean Sparks Spread40 (in het blauw) ten opzichte van deze van de Clean Dark Spread41 (in het rood) in het jaar 2010. We stellen vast dat de twee Spreads in het jaar 2010 niet gecorreleerd zijn. Van februari tot mei is de Clean Spark Spread hoger dan de Clean Dark Spread. Vanaf juni tot december – met uitzondering van een korte periode in november – stellen we de omgekeerde tendens vast. Grafiek 31: Evolutie van de Clean Sparks Spread in vergelijking met de Clean Dark Spread 20
15
€/Wh
10
5
0
04-01-2010 11-01-2010 18-01-2010 25-01-2010 01-02-2010 08-02-2010 15-02-2010 22-02-2010 01-03-2010 08-03-2010 15-03-2010 22-03-2010 29-03-2010 07-04-2010 14-04-2010 21-04-2010 28-04-2010 05-05-2010 12-05-2010 19-05-2010 26-05-2010 02-06-2010 09-06-2010 16-06-2010 23-06-2010 30-06-2010 07-07-2010 14-07-2010 21-07-2010 28-07-2010 04-08-2010 11-08-2010 18-08-2010 25-08-2010 01-09-2010 08-09-2010 15-09-2010 22-09-2010 29-09-2010 06-10-2010 13-10-2010 20-10-2010 27-10-2010 03-11-2010 10-11-2010 17-11-2010 24-11-2010 01-12-2010 08-12-2010 15-12-2010 22-12-2010 30-12-2010
-5
CSS BE YA
II.4.1
CDS BE YA
Prijs op de gasmarkt
153. De groothandelsmarkten voor gas ontwikkelen zich meer en meer, waardoor de prijsindex die ze genereren, geloofwaardiger wordt. De Britse markt, met zijn “National Balancing Point” (NBP), is vandaag de dag de meest volwassen markt van Europa door zijn liquiditeit en zijn invloed op de hub van de Nederlandse markt via de fysieke interconnectie Balgzand Bacton Line (BBL) en op de hub van de Belgische markt via de Interconnector (IUK).
40 41
Spot
Clean spark spread (t) = EndexBE Y+1 (t)-[1/0,50*TTF Y+1(t) + 0,38 CO2 (t)] Spot Clean spark spread (t) = EndexBE y+1 (t)-[1/0,35*API#2y+1(t) + 0,86 CO2 (t)] 68/84
Figuur 11: Europese Gashubs
BBL IUK
II.4.1.1 Eerste trimester 2010 (januari tot maart) 154. De stijging van de spotprijs van gas in januari 2010 is hoofdzakelijk het gevolg van een grote vraag door de koudegolf, maar ook - in mindere mate - een beperkt aanbod op bepaalde momenten door onderbrekingen van de levering vanuit Noorwegen. In februari daalt de spotprijs en deze daling zet zich voort tijdens de hele maand maart 2010. Het hoge gasaanbod na het lossen van meerdere LNG-boten verlost de marktactoren van de zorgen rond het evenwicht tussen aanbod en vraag.
II.4.1.2 Tweede trimester 2010 (april tot juni) 155. De spotprijs voor gas kent een stijging tijdens het tweede trimester die enerzijds het gevolg is van een toenemende vraag en een hersamenstelling van de voorraden op de
69/84
Britse markt en anderzijds van problemen met het aanbod door het onderhoud van de gasvelden in de Noordzee en door een lagere LNG-bevoorrading nadat LNG-boten naar Azië en Amerika werden omgeleid waar het verbruik toeneemt. 156. Ook de prijzen van de contracten op een jaar kennen een stijging.
II.4.1.3 Derde trimester 2010 (juli tot september) 157. De spotprijs NBP kende een sterke terugval in september 2010 door het onderhoud op de Interconnector die de transit van gas naar het continent verhinderde, met een overaanbod op de Britse markt en een stijging van de prijzen in Europa tot gevolg vermits de gastoevoer vanuit Engeland niet op het continent raakte.
II.4.1.4 Vierde trimester 2010 (oktober tot december) 158. De stijging van de gasprijs is gedeeltelijk te wijten aan een stijging van de prijs per fuelbaril.
II.4.2
Prijs op de steenkoolmarkt
159. Tijdens het eerste trimester daalde de steenkoolprijs met 10 % voor de prijs uitgedrukt in euro en met 14 % voor de prijs uitgedrukt in dollar. De val van de steenkoolprijs wordt door het afdoende aanbod verklaard. 160. De steenkoolprijs stijgt sterk in het tweede trimester. Deze stijgende evolutie van de steenkoolprijs is hoofdzakelijk het gevolg van een stijging van de vraag in Azië en de samenstelling van nieuwe voorraden dankzij de heropleving van de economische activiteit in de Europese landen. 161. In de loop van het derde trimester kent de steenkoolprijs een algemene daling. De steenkoolbevoorrading verloopt probleemloos behalve in de maand augustus maar dankzij de voorraden die de ondernemingen hebben aangelegd in de maand juli, heeft de vertraging in de steenkoolbevoorrading uit Colombia geen impact op de steenkoolprijs. In september maakt de stijgende waarde van de euro ten opzichte van de dollar de aankoop van 70/84
steenkool in dollars aantrekkelijk omdat men meer steenkool in dollars kan kopen dan in euro. Dit leidt tot een zekere stijging van de vraag die toch beperkt is omdat ook de gasprijs een dalende trend kent. 162. Tijdens het vierde trimester neemt de steenkoolprijs toe. De steenkoolprijs stijgt sterk tijdens de laatste twee maanden van het jaar 2010. In oktober kent Europa problemen met zijn steenkoolbevoorrading. De bevoorrading uit Rusland en Colombia is beperkt door een steenkooltekort in beide landen omwille van het feit dat zij hun beoogde productie niet hebben kunnen realiseren en de bevoorrading uit Indonesië lager is door een regenperiode die de steenkoolexploitatie gedeeltelijk onmogelijk maakt. De vraag naar steenkool is daarentegen vrij hoog door de grote vraag van China die een koudegolf kent, een grote vraag van India en een grote vraag van de energiebedrijven in Europa die voldoende reserves willen aanleggen voor de winterperiode. In december is het steenkoolaanbod in Europa laag door de sterke regenval in Colombia en logistieke problemen in Zuid-Afrika waardoor de uitvoer van bepaalde landen naar Europa wordt geblokkeerd.
II.4.3
Prijs op de fuelmarkt
163. In de loop van het eerste trimester 2010 stijgt de fuelprijs en deze stijging is sterker in de Europese landen door de waardedaling van de euro in vergelijking met de dollar. De Brent in dollar registreert bijgevolg slechts een stijging van 3,5 % tijdens de eerste drie maanden van het jaar 2010, terwijl de Brent in euro een stijging van 9,5 % registreert. 164. Tijdens het tweede trimester is de Brent-prijs relatief stabiel en schommelt binnen een prijsvork van 55 €/bbl en 65 €/bbl. Deze stabiliteit is het gevolg van de simultaneïteit van twee evenementen: de onzekerheid over de algemene economische gezondheid enerzijds en de waardedaling van de euro ten overstaan van de dollar anderzijds. 165. In de loop van het derde trimester schommelt de Brent-prijs tussen 59,81 € en 60,1 €/bbl. De hoge stijging van de fuelprijs in september is het gevolg van een lager aanbod door een beperkte fuelproductie omwille van het onderhoud in de Noordzee en een lagere fuelbevoorrading uit de OPEC-landen na een scheur in de pipeline Kirkuk-Ceyan in Irak die de fuellevering verhindert en bepaalde onderhoudswerken in Saoedi-Arabië.
71/84
166. Tijdens het vierde trimester 2010 zijn de fuelprijzen sterk gestegen. In de maand oktober is er veel vraag naar fuel, maar het aanbod volstaat niet ten gevolge van de lage fuelvoorraad in de lidstaten van de OESO. In de loop van de maand november neemt de productie van de OPEC af en is er veel vraag door de economische heropleving enerzijds en de wintertemperaturen anderzijds. December wordt gekenmerkt door een hoge vraag naar fuel voor verwarming, gelet op de extreem lage temperaturen.
72/84
III. CONCLUSIE
167. Deze studie streefde de analyse na van de werking van de groothandelsmarkt in 2010. Voor we tot de kern van het onderwerp kwamen, leek het nuttig om de verschillende fasen van de opbouw van de groothandelsmarkt in België te overlopen. De studie van de evolutie van de groothandelsmarkt in België spitste zich toe op de day-ahead en forward beursmarkt. De day-ahead markt werd bestudeerd vanuit het standpunt van de prijs en de volumes, terwijl de forwardmarkt werd benaderd vanuit het standpunt van de prijs op de forwardmarkt.
168. De prijs op de day-ahead markt wordt beïnvloed door talrijke factoren zoals het productiepark, de marktkoppeling, de meteorologie, het verbruik, de productie en de uitwisselingen tussen de landen. In onze studie werden de day-ahead prijzen in het kader van deze verschillende thema’s bestudeerd, zowel voor België als voor de buurlanden die de Regio Centraal West-Europa vormen. We stellen trouwens vast dat elk land zijn kenmerken heeft. Duitsland wordt sterk beïnvloed door windenergie, terwijl de vraag in Frankrijk hypergevoelig is voor de koude en sterk door de hydraulische voorraad wordt beïnvloed. In Nederland speelt de gasprijs een belangrijke rol. Al deze kenmerken hebben een invloed op de day-ahead prijs. De day-ahead prijs wordt ook sterk beïnvloed door de weerfactor die dit jaar een gewichtige rol heeft gespeeld vermits we meer dan de helft van het
jaar
werden
geconfronteerd
met
lagere
temperaturen
dan
de
normale
seizoenstemperaturen. Dankzij de marktkoppeling sloten de day-ahead prijzen van de verschillende landen die deel uitmaken van de koppeling op elkaar aan en werd de volatiliteit van de prijs beperkt.
169. De volumes die op de day-ahead markt werden uitgewisseld, waren vorig jaar hoger door de betere economische situatie. In 2010 werd België netto-invoerder van elektriciteit. De commerciële transacties waren sterk verstoord gedurende twee dagen, zodat een interventie van de TNB’s nodig was, in samenwerking met Coreso, om het ernstige congestieprobleem aan de grenzen van België op te lossen.
73/84
170. De forwardmarkt werd ook geanalyseerd om te begrijpen welke verschillende factoren de forwardprijs in het jaar 2010 hebben beïnvloed. De studie verklaart de specificiteit van deze markt en de verschillende factoren die een rol spelen bij de bepaling van de prijs en die deze onderscheiden van de kortetermijnprijs.
171. In 2010 waren de quarter-ahead en year-ahead forwardprijzen hoger dan de dayahead prijzen. Dit verschil tussen de day-ahead prijzen en de forwardprijzen wordt verklaard door: -
de risicopremie die de kopers bereid zijn te betalen om zich te wapenen tegen de
onvoorziene omstandigheden die een invloed op de groothandelsprijzen
kunnen hebben; -
het liquiditeitsniveau van de langetermijnmarkt in vergelijking met de kortetermijnmarkt;
-
de transparantie van de markt.
172. De forwardprijs Y+1 van de landen van de CWE-regio hebben dezelfde tendens gevolgd in de loop van de maanden van het jaar 2010. Het eerste trimester wordt gekenmerkt door een daling van de forwardprijzen ten gevolge van een algemene daling van de commodities: steenkool, gas en fuel. In dit trimester volgt de Duitse forwardprijs dezelfde tendens als deze van steenkool terwijl de Nederlandse forwardprijs de tendens van de gasprijs volgt. Voor Frankrijk oefent de fuelprijs invloed uit op de forwardprijs. Het tweede trimester toont een prijsstijging die wordt verklaard door de betere economische situatie, de stijging van de gasprijs door een beperkte beschikbare voorraad in Europa en de stijging van de steenkoolprijs veroorzaakt door een bevoorradingsprobleem. Het derde trimester kent dalende forwardprijzen, in grote mate ten gevolge van de afnemende economische activiteit die volgt op de verlofperiode. Het vierde trimester wordt gekenmerkt door een prijsdaling tot half november, waarna de prijzen opnieuw stijgen. In het tweede deel van het trimester stijgen de prijzen enerzijds door een toenemende vraag onder invloed van de spotprijzen die op hun beurt stijgen ten gevolge van de extreem lage temperaturen die de stijging van alle fundamentals van de elektriciteitsprijzen hebben veroorzaakt.
74/84
173. Deze studie analyseert ten slotte de fundamentals die een impact op de elektriciteitsprijzen konden hebben. Uit deze analyse blijkt dat de fossiele brandstoffen tijdens het eerste trimester van 2010 een daling kenden. We stellen vast dat de fossiele brandstoffen tijdens het tweede trimester 2010 een heropleving kenden in de maand april (+19 %) om vervolgens weer te dalen in de maand mei (-2,5 %) en zich te stabiliseren in de maand juni. Tijdens het derde trimester 2010 kenden de fossiele brandstoffen een daling om in het vierde trimester opnieuw te stijgen. Tijdens dit laatste trimester was de stijging van de prijzen voor gas (+16 %) en steenkool (+23 %) gedeeltelijk te wijten aan de stijging van de prijs per fuelbaril (+15 %).
Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas
Guido Camps
François Possemiers
Directeur
Voorzitter van het Directiecomité
75/84
BIBLIOGRAFIE Organisatie van de groothandelsmarkt Website: http://www.egl.eu/content/dam/downloads/eglch/en/about/Publicaties/EWK_Stromhandel_E N_Web.pdf, Electricity Trading, p4 http://www.belpex.be/index.php?id=46&file=130, informatie over de limietprijzen van Belpex DAM Studie CRAMPES Claude, “Marché de gros et bourse de l’électricité”, Conferentie Jules Dupuis, 5 december 2002 http://idei.fr/doc/by/crampes/marches.pdf Publicatie François Coppens en David Vivet, Working papers 59, “Liberalisering van netwerksectoren: Is de elektriciteitssector een uitzondering op de regel?”, BNB, 2004. (http://www.nbb.be/doc/ts/Publications/WP/WP59Nl.pdf) François Coppens en David Vivet, Working papers 84, “The single European electricity market: A long road to convergence”, BNB, 2006. (http://www.nbb.be/doc/ts/Publications/wp/wp84En.pdf)
76/84
Prijsevolutie van de groothandelselektriciteitsmarkt
Creatie van de DAM-markt en zijn werking
Website: http://www.belpex.be, deel “Press Releases” beschrijft de verschillende fasen van de invoering van de beurs Belpex. http://www.belpex.be/uploads/media/belpex_press_en_09302004.pdf, perscommuniqué van Elia over de participaties in Belpex.
Factoren die een invloed hebben op de DAM-spotprijs
Productiepark
Website: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/Publicaties/entsoe/Statistical_Yearboo k/101124_SYB_2009_4.pdf, definitie van de productiecapaciteit van een centrale en de productiecapaciteit van een land. Verslag ENTSO-E Statistical Yearbook 2009, p.161. ENTSO-E, Monthly report January – December 2010, p.2. Studie Statnett, Less Flexibility, 22/09/2008. Bron: http://www.statnett.no/en/Environment-andCSR/Energy-CO2-and-the-climate/Less-flexible-power-generation/ (07/01/2011)
77/84
Marktkoppeling
Website: http://www.elia.be/repository/ProductsSheets/C4_F_MARKET_COUPLING.pdf, artikel over “Market Coupling: een marktkoppeling die voor een betere liquiditeit van de markt zorgt”. http://www.belpex.be/index.php?id=4, verklaring van de werking van de marktkoppeling http://www.belpex.be/index.php?id=94, prijsvorming in een gekoppelde markt http://www.belpex.be/uploads/Market_Coupling/PLEF_Project_report.pdf, voorstelling van het “project report CWE Market coupling” http://www.epexspot.com/en/market-coupling,
verklaring
van
de
werking
van
de
marktkoppeling http://www.rte-France.com/artikel/prin?aid=645, artikel over de “démarrage du marché dayahead markt de Belpex et du couplage de marché avec APX et Powernext le 21 novembre 2006” (Start van de day-ahead markt van Belpex en van de marktkoppeling met APX en Powernext op 21 november 2006) http://clients.rte-France.com/lang/fr/clients_producteurs/services/actualité, artikel over “le lancement réussi du couplage de marchés par les prix Centre Ouest Europe et du couplage temporaire par les volumes de Centre Ouest Europe-nordique”), 10 november 2010 (de geslaagde lancering van de prijskoppelingen Centraal West-Europa en van de tijdelijke volumekoppeling van Centraal West-Europa en Noord-Europa) http://www.euro-energie.com/ne-news-details-euro-energie.php?idNews=2347, artikel over “l’étape décisive vers un marché européen unique de l’électricité: lancement simultané réussi du couplage de marché par les prix de la région Centre Ouest Europe et du couplage temporaire par les volumes de la région Centre Ouest-Nordique”, 2010 (de beslissende stap naar een eengemaakte Europese elektriciteitsmarkt: simultane lancering van de marktprijskoppeling
van
de
Regio
Centraal
West-Europa
en
van
de
tijdelijke
volumekoppeling van Centraal West-Europa en Noord-Europa).
78/84
http://energie.sia-conseil.com/20061201-le-demarrage-du-market-coupling/ http://www.enerzine.com/605/10800,
artikel
“naar
een
eengemaakte
Europese
elektriciteitsmarkt” http://www2.nordpoolspot.com/Global/Download %20Center/how-does-it-work_explicit-andimplicit-capacity-auction.pdf, artikel over de werking van de impliciete en expliciete veilingen http://www.energyregulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_INITIATIVES/ERI/Centre-West/Overview, beeld van de Regio CWE Studie H. DE JONG, R. HAKVOORT en M. SHARMA, “effect of flow-based Market Coupling for CWE Region”, Delft University of technology C.de Jonghe, L.meeus, R.belmans, “power exchange price volatility analysis after one year of trilateral market coupling”, Katholieke universiteit Leuven, 2008. Studie 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010. Seminarie ITVC Seminar, “CWE MC and CWE-Nordic”, Hamburg, 29 september 2010.
Meteorologie
Website: http://www.meteoBelgië.be/artikel/79-annee-2010/, meteorologische bron die wordt gebruikt voor België. http://www.transparency.eex.com/en/, windenergieproductie in Duitsland.
79/84
Verslag: RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 januari 2011
Verbruik
Website: http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=17601 geeft de graaddagen voor het jaar 2010 http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=19552,
newsletter
januari
2011,
elektriciteitsverbruik in België in 2010 Studie Studie 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010.
Onderhoud
Publicatie: Platts European Power Daily Vertrouwelijke informatie: Informatiemail over de beschikbaarheid van de Belgische productie-eenheden
80/84
Grensoverschrijdende uitwisselingen
Verslag: Executief verslag Elia 2010, p40 Studie Studie 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010.
Details per trimester van de evolutie van de DAM-spotprijs
Verslag Commission de régulation de l’énergie, Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz, eerste trimester 2010. Commission de régulation de l’énergie, Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz, tweede trimester 2010. Commission de régulation de l’énergie, Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz, derde trimester 2010. Commission de régulation de l’énergie, Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz, vierde trimester 2010. ENTSO-E, Winter review and summer outlook report 2010, winter review 2009/2010, p. 5-6. ENTSO-E, Winter review and summer outlook report 2010, summary of responses by Regions in the ENTSO-E Winter Review report 2009/2010, p. 16-19. ENTSO-E, Winter review and summer outlook report 2010, summer review 2010, p. 7-8.
81/84
ENTSO-E, Winter review and summer outlook report 2010, summary of responses by Regions in the ENTSO-E Summer Review report 2010, p. 11-15. ENTSO-E, Winter outlook 2011, p. 26-28. Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 1 Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 2 Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 3, uitgifte: april 2010- juni 2010 Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 4 EGL, View on electricity markets, nr. 108, 15 januari 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 109, 5 februari 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 110, 12 maart 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 111, 9 april 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 112, 7 mei 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 113, 4 juni 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 114, 9 juli 2010 EGL, View on electricity markets, nr. 115, 8 oktober 2010 Publicatie Platts European Power Daily
82/84
Evolutie
van
de
volumes
van
de
groothandelselektriciteitsmarkt Verslag: Elia, Jaarverslag 2010 Coreso, Coreso Operational Review 2010 Studie Studie 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010.
Evolutie
van
de
forwardprijs
van
de
groothandelselektriciteitsmarkt Verslag Commission de régulation de l’énergie, Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz, eerste-vierde trimester 2010. Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 1-4 EGL, View on electricity markets, nr. 108 tot 115, 15 januari 2010 - oktober 2010 Studie Studie 110331-CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010.
83/84
De fundamentals van de elektriciteitsprijzen Website: http://www.miningweekly.com/page/coal http://www.rbct.co.za/ (Port in Zuid-Afrika) Publicatie ICIS HEREN SPOT GAS MARKETS Global Utilities Daily: Citigroup: China power sector Verslag Europese Commissie, Quarterly report on European electricity markets, market observatory for energy, volume 1-4 SPE-Luminus Energy Market Report
84/84
