STUDIE (F) CDC-1092

Transcriptie

1 Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidstraat Brussel Tel.: 02/ Fax: 02/ COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS STUDIE (F) 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

2 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 Definitie... 7 I Producten... 7 I 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 Creatie van de Belgische day-ahead beursmarkt... 9 II Definitie van de day-ahead markt II Werking van de day-ahead markt II.1.2 Factoren die de spotprijs van de day-ahead markt beïnvloeden II Productiepark II Marktkoppeling II Werking van de koppeling van de day-ahead markt van november 2006 tot november II Werking van de koppeling van de day-ahead markt sinds november II Meteorologie II Verbruik II Onderhoud en onbeschikbaarheid van de productie-eenheden 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 Eerste trimester (januari tot maart 2010) II Tweede trimester (april tot juni 2010) II Derde trimester (juli tot september 2010) II Vierde trimester (oktober tot december 2010) II.2 Evolutie van de volumes op de spotmarkt van elektriciteit II.2.1 Uitgewisseld volume op de Belgische day-ahead markt II.2.2 Grensoverschrijdende uitwisseling II Commerciële capaciteit II Gebruik van de interconnectiecapaciteit /84

3 II.2.3 Probleem dat druk legt op de uitwisselingen op de Belgische day-ahead markt II.3 Evolutie van de forwardprijs van de elektriciteitsmarkt II.3.1 Forwardprijs vergeleken met spotprijs II Risicopremie II Liquiditeitsniveau van de markt II Andere factoren II.3.2 Driemaandelijkse analyse van de factoren die de forwardprijs beïnvloeden II Eerste trimester 2010 (januari maart) II Tweede trimester 2010 (april-juni) II Derde trimester 2010 (juli-september) II Vierde trimester 2010 (oktober-december) II.4 Fundamentals van de elektriciteitsprijs II.4.1 Prijs op de gasmarkt II Eerste trimester 2010 (januari tot maart) II Tweede trimester 2010 (april tot juni) II Derde trimester 2010 (juli tot september) II Vierde trimester 2010 (oktober tot december) II.4.2 Prijs op de steenkoolmarkt II.4.3 Prijs op de fuelmarkt III. CONCLUSIE /84

4 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 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 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 In het laatste deel wordt tot een conclusie gekomen. 4/84

5 I. ORGANISATIE VAN DE GROOTHANDELS- ELEKTRICITEITSMARKT IN BELGIË 1. Dit deel beschrijft de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België en, meer bepaald, van de groothandelsmarkt. I.1 Organisatie van de elektriciteitsmarkt 2. 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 Definitie van de groothandelsmarkt 3. 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

6 Figuur 1: Samenstelling van de groothandelsmarkt Groothandelselektriciteitsmarkt OTC-markt of onderhandse markt Beursmarkt Spotmarkt Futurmarkt (Forward, Opties, Gestructureerde producten) Spotmarkt Futurmarkt (Forward en Opties) Fysische levering Fysische levering Fysische levering Fysische levering en financiële en financiële transactie transactie Bron: 1 I.2.1 Werking van de OTC-markt 5. De OTC-markt is een markt die rechtstreeks tussen de operatoren is georganiseerd, buiten de georganiseerde beurzen om en die via elektronische telecommunicatienetten verloopt df, Electricity Trading, p 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 CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p.5). 6/84

7 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 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 Producten 9. 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

8 I Theoretische prijsbepaling op een beursmarkt 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 /MWh 4. 3 CRAMPES Claude, Marché de gros et bourse de l électricité, Conferentie Jules Dupuis, 5 december Belpex price limit ( -System minimum Order price limit: /MWh; -System maximum Order price limit: 3000 /MWh. 8/84

9 II. EVOLUTIE VAN DE GROOTHANDELS- ELEKTRICITEITSMARKT II.1 Evolutie van de spotprijs van de elektriciteitsmarkt 13. 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 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 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

10 Figuur 2: Participatie in Belpex Bron: persbericht van Elia van 30 september Op 8 december 2006 formuleert de CREG zijn advies (A) 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 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) /84

11 II 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 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 14u 7 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 Factoren die de spotprijs van de day-ahead markt beïnvloeden 24. 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

12 /MWh II Productiepark 25. 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 BE D+1 Base DE D+1 Base FR D+1 Base NL D+1 Base 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 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

13 - 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) 8 9 Nucleaire productie Thermische productie Waterkrachtpro ductie Hernieuwbare productie 2009 Totaal België Duitsland Frankrijk Nederland Tabel 2: Nettoproductievermogen op 31 december 2009 (in %) Nucleaire productie Thermische productie Waterkrachtpro ductie Hernieuwbare productie 2009 Totaal België 33,41% 48,63% 8,00% 9,95% 100,00% Duitsland 14,55% 51,11% 7,46% 26,88% 100,00% Frankrijk 52,51% 21,76% 21,08% 4,66% 100,00% Nederland 1,83% 86,57% 0,14% 11,46% 100,00% 28. 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 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: 4_SYB_2009_4.pdf. 13/84

14 Tabel 3: Netto elektriciteitsproductie in TWh 10 Nucleaire productie Thermische productie Waterkrachtpro ductie Hernieuwbare productie 2010 Totaal België 45,73 37,87 1,65 5,22 90,47 Duitsland 133,37 344,28 21,70 73,80 573,15 Frankrijk 407,88 59,54 67,81 14,60 549,83 Nederland 3,76 97,97 0,00 8,20 109,92 Tabel 4: Netto elektriciteitsproductie in % 2010 Nucleaire productie Thermische productie Waterkrachtpro ductie Hernieuwbare productie Totaal België 50,55% 41,86% 1,83% 5,77% 100,00% Duitsland 23,27% 60,07% 3,79% 12,88% 100,00% Frankrijk 74,18% 10,83% 12,33% 2,66% 100,00% Nederland 3,42% 89,12% 0,00% 7,46% 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 Waterkrachtproductie Thermische productie Hernieuwbare productie Bron: ENTSO-E 10 ENTSO-E Monthly report January December 2010, p.2. Bron: (21/06/2011) 14/84

15 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 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 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 Statnett, Less Flexibility, 22/09/2008. Bron: CSR/Energy-CO2-and-the-climate/Less-flexible-power-generation/ (07/01/2011). 15/84

16 3) windturbines en zonnepanelen; 4) waterkrachtcentrales aan een waterstroom; 5) kerncentrales 13. De volgorde van opeenstapeling van de klassieke centrales zoals hoger beschreven, zal veranderen door de richtlijn 2009/28/EG 14 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. 14 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. 16/84

17 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. Tabel 5: Totale productie, totaal verbruik 15 en fysieke uitwisselingen Totale productie (in TWh) Totaal verbruik (in TWh) Ratio P/C 0,8657 België 90,47 91,01 0, Duitsland 573,15 556,17 1, Frankrijk 549,83 519,39 1, Nederland 109,92 112,70 0, 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 Verbruik + oppompen. 16 ENTSO-E Monthly report January July 2010, p.2. 17/84

18 productiepark. Het land kent dus in vergelijking met de buurlanden zowel eerder hoge prijzen dan heel lage prijzen. II Marktkoppeling II Werking van de koppeling van de day-ahead markt van november 2006 tot november Sinds 26 november 2006, oprichtingsdatum van de Belgische beurs, is er een trilaterale 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; - de Block Orders die de partijen op de markt hebben gedaan. 37. Met deze informatie zorgt APX 17 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

19 Figuur 3: Werking van de marktprijskoppeling Input Output beschikbare transmissiecapaciteit de netto-exportcurves de Block Orders die de deelnemers op elke markt hebben geplaatst Berekeningsalgoritme de prijs voor elke periode de nettopositie voor elke periode 38. Sinds de invoering van de marktprijskoppeling verschillen de prijzen tussen de 3 markten enkel wanneer de interconnectiecapaciteit aan de Frans-Belgische en Belgisch- Nederlandse 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: 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

20 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% 50,00% 40,00% 30,00% FR BE NL FR = BE BE = NL FR = BE = NL 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 FR=BE BE=NL ,40% 72,10% ,90% 83,80% ,00% 85,20% ,80% 72,70% Bron: Elia, Belpex, APX, Powernext, Studie CREG CDC II Werking van de koppeling van de day-ahead markt sinds november 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 CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

21 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 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: /84

22 Grafiek 4: Convergentie day-ahead prijzen in de regio Centraal West-Europa tussen 9 november 2010 en 30 november ,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

23 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 ,61% 30,78% 42,74% 3,09% 0,81% 20,97% FR = BE = NL = DE 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

24 Figuur 6: Kaart van de landen die in de volumekoppeling zijn opgenomen 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 Input Output beschikbare transmissiecapaciteit de netto-exportcurves Berekeningsalgoritme de stroom voor elke periode 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 markt 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 De intra-day markt werd in 2008 in België ingevoerd. 24/84

25 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 de convergentie van de prijzen 49. 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 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) 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 CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

26 convergeerde met de Nederlandse prijs. De convergentie van de prijzen op de Belgische grenzen blijft hoog tengevolge van de CWE-koppeling. de volatiliteit van de prijzen 53. 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 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 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 export Platt s 26/84

27 Gebruik van de capaciteiten 56. 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 MWh voor de invoer en 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 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

28 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 ( ) per maand voor België gemiddelde t normaletemperaturen van het seizoen verschil Bron: 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 (4 de 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

29 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: MWh). Een lage windsterkste leidt tot een laag rendement van de windturbine (minimum vastgesteld op 14 februari 2010: 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 TWh RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 januari /84

30 week01 week03 week05 week07 week09 week11 week13 week15 week17 week19 week21 week23 week25 week27 week29 week31 week33 week35 week37 week39 week41 week43 week45 week47 week49 week51 Grafiek 8: Evolutie van de DAM-prijs ten opzichte van de beschikbaarheid van de Franse hydraulische voorraad 25 in ,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% prijs op de Franse Day-ahead markt ( /MWh) %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

31 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 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 MW op 1 december 2010 tussen 17u45 en 18u00, terwijl het gevraagde minimale vermogen op 25 juli 6.278MW bedroeg tussen 6u15 en 6u 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 Studie CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

32 MWh c Grafiek 9: Evolutie van het verbruik ten opzichte van het temperatuurverschil in vergelijking met de normale seizoenstemperaturen in 2010 in België 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 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

33 GWh Graaddag Grafiek 10: Evolutie van het verbruik ten opzichte van het temperatuurverschil in vergelijking met de normale seizoenstemperaturen in 2010 in België 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 ( MW), 14 december ( MW) en 15 december ( 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 MW 28 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 /84

34 II 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

35 /MWh Grafiek 11: Evolutie van DAM-basisprijzen en peakprijzen in België voor het jaar ,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 BE D+1 Base BE D+1 Peak Bron: Belpex II 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 e trimester 2010 BE DE FR NL gemiddelde prijs van het trimester 43,88 41,02 48,21 37,35 minimumprijs van het trimester 15,11 16,69 15,13 22,41 maximumprijs van het trimester 85,88 54,07 89,83 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

36 /MWh 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 BE D+1 Base DE D+1 Base FR D+1 Base NL D+1 Base Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg 81. België kent een prijspiek in januari 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

37 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

38 /MWh II 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 e trimester 2010 BE DE FR NL gemiddelde prijs van het trimester 42,01 41,52 42,22 42,58 minimumprijs van het trimester 19,14 15,94 19,34 22,04 maximumprijs van het trimester 52,55 53,70 53,56 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 Paasvakantie Hemelvaart Pinksteren BE D+1 Base DE D+1 Base FR D+1 Base NL D+1 Base Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg 38/84

39 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

40 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 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 e trimester 2010 BE DE FR NL gemiddelde prijs van het trimester 42,72 43,81 42,80 44,62 minimumprijs van het trimester 23,01 24,79 23,01 28,58 maximumprijs van het trimester 58,33 57,25 58,33 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

41 /MWh Grafiek 14: Dagelijkse evolutie van de gemiddelde day-ahead prijzen voor het derde trimester 2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland Zomervakantie BE D+1 Base DE D+1 Base FR D+1 Base 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

42 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 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 e trimester 2010 BE DE FR NL gemiddelde prijs van het trimester 56,49 51,50 56,95 52,47 minimumprijs van het trimester 25,47 26,88 25,47 26,97 maximumprijs van het trimester 85,81 72,06 85,81 72,06 Bron: Belpex, EPEX SPOT PHELIX, EPEX SPOT FRANCE, Bloomberg 42/84

43 /MWh 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 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 2010 in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland Koppeling CWE Kerstmis BE D+1 Base DE D+1 Base FR D+1 Base 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

44 102. 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 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 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 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

45 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 Bij deze actoren vinden we producenten, leveranciers, traders en banken Na twee jaar economische crisis hernam de economische groei in Deze economische heropleving leidde tot een stijging van het verbruik en een stijging van de volumes die op de beurs werden uitgewisseld 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 onderhandeld volume gekocht volume verkocht volume % van het verbruik van Elia ,84 TWh 9,59 TWh 8,91 TWh 13,70% Bron: Belpex + Studie CREG CDC-1050 p Uit de bovenstaande tabel blijkt dat in ,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 Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

46 Grafiek 16: Maandelijkse evolutie van de gemiddelde verhandelde volumes, van de gemiddelde gekochte volumes en van de gemiddelde verkochte volumes op Belpex in Onderhandeld volume gekocht volume verkocht volume Bron: Belpex+ Studie CREG CDC-1050 p Uit de bovenstaande grafiek blijkt dat het gemiddelde maandelijkse verhandelde volume het hoogste niveau van het jaar 2010 heeft bereikt in de maand december: MWh/h 30. We stellen in deze maand een verschil van 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 Volgens het jaarverslag van Elia werd het recordvolume dat op de beurs werd uitgewisseld, bereikt op 7 december 2010 met MWh, of 27,1 % van het dagelijkse verbruik van de zone van Elia. 31 Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

47 II.2.2 Grensoverschrijdende uitwisseling II 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 beschikbare gemiddelde commerciële capaciteit per uur (MW) per interconnectierichting import-export jaar FR=>BE BE=>FR NL=>BE BE=>NL import export Bron: Elia+ Studie CREG CDC-1050 p42 II 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

48 jan-10 feb-10 mrt-10 aprl-10 mei-10 jun-10 jul-10 aug-10 sep-10 okt-10 nov-10 dec-10 MWh Grafiek 17: Maandelijkse invoer en uitvoer van elektriciteit door België in invoer 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 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

49 Grafiek 18: Evolutie van de marktaandelen op Belpex DAM voor de aankoopmarkt voor energie in 2010 Bron: Belpex + Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p 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 Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

50 Grafiek 19: Evolutie van de marktaandelen op Belpex DAM voor de verkoopmarkt voor energie in 2010 Bron: Belpex+ Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit- monitoringrapport 2010, p 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 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 CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84

51 MWh Grafiek 20: Maandelijkse bruto-invoer en uitvoer van elektriciteit op de interconnectie Frankrijk - België jan-10 feb-10 mrt-10 aprl-10 mei-10 jun-10 jul-10 aug-10 sep-10 okt-10 nov-10 dec-10 mandelijkse uitvoer mandelijkse invoer 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

52 MWh Grafiek 21: Maandelijkse bruto-invoer en uitvoer van elektriciteit op de interconnectie Nederland - België jan-10 feb-10 mrt-10 aprl-10 mei-10 jun-10 jul-10 aug-10 sep-10 okt-10 nov-10 dec-10 mandelijkse uitvoer mandelijkse invoer 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 In zijn werkingsverslag meldt Coreso dat het CWE-net in 2010 minder onder druk stond dan in 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

53 Aantal 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 jan-10 feb-10 mrt-10 aprl-10 mei-10 jun-10 jul-10 aug-10 sep-10 okt-10 nov-10 dec 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 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

54 Figuur 8: Verklarend schema van het incident op het net dat Coreso op datum van 5 mei 2010 heeft aangetoond De tweede dag van grote stress op het net deed zich voor op 18 oktober 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

55 Figuur 9: Verklarend schema van het incident op het net dat Coreso op datum van 18 oktober 2010 heeft aangetoond 35 II.3 Evolutie 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 /84

56 Tabel 13: Vergelijking van de day-ahead spotprijs van Belpex met de Belgische forwardprijs absoluut verschil ten opzichte van D+1 /MWh D+1 M+1 Q+1 Y+1 M+1 Q+1 Y ,28 45,19 46,39 50,97-1,08 0,11 4,70 Bron: Belpex, APX-ENDEX-BE en Studie CREG CDC-1050 Studie over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p 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: II Risicopremie 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 CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p Studie CREG CDC-1050 over de werking van de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2010, p /84