Marktmonitor, ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2006

Transcriptie

1 Marktmonitor, ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor elektriciteit in 26 Nederlandse Mededingingsautoriteit - Directie Toezicht Energie Den Haag, december 27 Projectnummer: Projectteam: Marcel Vermeulen Machiel Mulder Willem van den Reek Gijs Thomeer Maria de Kleijn

2 Samenvatting De marktwerking op de Nederlandse elektriciteitsmarkt stagneert. De markt is nog steeds geconcentreerd, met relatief hoge prijzen. Verdere integratie in de Noordwest-Europese markt door uitbreiding van de beschikbare interconnectiecapaciteit is nodig om hierin structurele verbetering te brengen. De jaarlijkse energierekening van de consument kan daardoor met enkele tientallen euro s per huishouden dalen, mits de overige omstandigheden (als olieprijs) niet ongunstiger worden. Daarnaast kan de consument op indirecte wijze profiteren doordat ook de elektriciteitsprijzen voor het bedrijfsleven omlaag gaan, wat een neerwaarts effect heeft op de prijs van andere producten. Om deze voordelen voor de consument dichterbij te brengen, hebben de toezichthouders en Ministers uit de Noordwest-Europese regio (Duitsland, België, Nederland, Luxemburg en Frankrijk) in het afgelopen jaar concrete afspraken gemaakt over de totstandkoming van een Noordwest-Europese markt, waaronder de invoering van grensoverschrijdende 'intraday'-handel. Voor de realisatie van deze markt is het ook belangrijk dat de beheerders van de landelijke transportnetten vaart maken met de uitbreiding van de beschikbare interconnectiecapaciteit. Door geconcentreerde markt hogere prijzen De hoge concentratiegraad op de elektriciteitsmarkt in Nederland blijft een punt van zorg. De hoge concentratie heeft tot gevolg dat in veel uren een of meer producenten onmisbaar zijn om de vraag te bedienen, waarbij het niet steeds om dezelfde spelers hoeft te gaan. Het onmisbaar-zijn stelt producenten in staat om de prijs te verhogen. De hoge concentratiegraad en het regelmatig onmisbaar-zijn van één of meerdere producenten werken door in de marktuitkomsten. De door ons uitgevoerde statistische analyse van de monitordata bevestigt de conclusie van de Europese Commissie in haar recente sector inquiry dat er een positief verband bestaat tussen de mate van onmisbaarheid en de winstgevendheid van elektriciteitsproductie 1 : hoe hoger de onmisbaarheid, hoe meer de prijs van elektriciteit afwijkt van de onderliggende kosten van productie. De onmisbaarheid van bepaalde spelers is het grootst gedurende die uren waarin de vraag hoog is: de (super)piekuren 2. Tijdens de piekuren was de elektriciteitsprijs gemiddeld 9% hoger dan de marginale kosten van de duurste draaiende centrale en tijdens superpiekuren was dit zelfs 21%. Ondanks dat sommige centrales gedurende niet-piekuren met verlies draaien, is de bruto-winst op jaarbasis meer dan toereikend om de jaarkosten van nieuwe investeringen te dekken. Stagnerende ontwikkeling liquiditeit door beperkte integratie met buurlanden De liquiditeit van de Nederlandse groothandelsmarkt is in 26 nauwelijks verbeterd. Nederland scoort nog steeds ongunstig in vergelijking met het buitenland: Nederland kende meer prijspieken (op de Nederlandse elektriciteitsbeurs APX), terwijl marktpartijen moeilijker tot overeenstemming over de prijs kunnen komen (op de markt voor gestandaardiseerde contracten via makelaars, de OTC). Vergeleken met de buitenlandse beurzen EEX (Duitsland) en Powernext (Frankrijk) kent de APX een hoger prijsniveau. Ook op de Nederlandse OTC markt liggen de prijzen voor termijncontracten in 26 hoger dan in Duitsland en Frankrijk. De relatief hoge prijzen zijn te verklaren door het grote aandeel van dure gasgestookte centrales in de elektriciteitsproductie in combinatie met congestie op de grenzen en de beperkte binnenlandse concurrentie. De geconstateerde verschillen met buurlanden impliceren dus dat er nog allesbehalve sprake is van volledige integratie met de buurlanden. 1 Om precies te zijn: tussen de mate van onmisbaarheid ( pivotality ) en de bruto marge van de prijszettende centrale. 2 Piekuren zijn de uren van 7 uur s morgens tot 11 uur s avonds en superpiekuren de uren van 9 uur s morgens tot 6 uur s avonds, beide tijdens werkdagen. 2

3 Beperkte landsgrensoverschrijdende verbindingen belemmeren marktintegratie Door congestie op de landsgrensoverschrijdende verbindingen worden spelers op de Nederlandse groothandelsmarkt maar in beperkte mate gedisciplineerd door buitenlands aanbod en blijft de Nederlandse situatie bepalend voor de ontwikkeling van de markt. Hierdoor blijven de Nederlandse prijzen relatief hoog. De congestie wordt deels veroorzaakt door de beperkte fysieke capaciteit en is deels het gevolg van suboptimale allocatie van de capaciteit waardoor de capaciteit niet optimaal wordt gebruikt. De marktintegratie wordt verder beperkt doordat de internationale handel nog niet volledig ontwikkeld is. Er zijn nog geen mogelijkheden om op de leveringsdag zelf elektriciteit grensoverschrijdend te verhandelen omdat de transportcapaciteit dan niet meer beschikbaar is. Hierdoor zijn er nog geen koppelingen mogelijk tussen de onbalansmarkten en de zeer korte termijn markten van de verschillende landen in de regio. Noordwest-Europese integratie van groot belang voor Nederlandse markt Elektriciteitsproductie kent duidelijke schaalvoordelen: in een groter productieportfolio kunnen risico s beter worden beheerst en afgedekt, kan de inzet van centrales beter worden verbeterd en kunnen operationele kosten worden verlaagd. In een grotere, Noordwest Europese, markt kunnen deze schaalvoordelen worden gerealiseerd, terwijl toch daadwerkelijke concurrentie kan ontstaan, met lagere elektriciteitsprijzen tot gevolg. Het directe voordeel voor huishoudens van een geïntegreerde Noordwest-Europese markt kan oplopen tot enkele honderden miljoenen euro s per jaar, wat gelijk is aan enkele tientallen euro s per huishouden per jaar. Daarnaast kunnen consumenten nog op indirecte wijze profiteren, doordat ook de elektriciteitsprijs van het bedrijfsleven lager wordt wat zich weer (deels) vertaalt in lagere productprijzen. Een bijkomend voordeel van Noordwest-Europese integratie is dat de prijzen in de ons omringende landen veelal lager liggen dan in Nederland vanwege een andere brandstofmix. Door integratie komt die goedkoper opgewekte elektriciteit ook voor de Nederlandse elektriciteitsgebruiker beschikbaar. Stappen op weg naar de Noordwest Europese markt De afgelopen jaren zijn vele stappen gezet om een geïntegreerde Noordwest-Europese markt tot stand te brengen. In 25 is het zogenaamde Pentalateral Energy Forum gestart waarin de Ministers verantwoordelijk voor het energiebeleid van Nederland, Frankrijk, België, Duitsland en Luxemburg gezamenlijk toewerken naar een geïntegreerde markt. Vanaf datzelfde jaar zijn de toezichthouders van België, Frankrijk en Nederland aan het werk om in overleg met alle belanghebbenden marktintegratie tot stand te brengen. Sinds 27 is er een regionaal actieplan afgesproken tussen de toezichthouders van de Noordwest Europese regio (Duitsland, België, Nederland, Luxemburg en Frankrijk) 3. Marktkoppeling Een belangrijke mijlpaal in 26 was de realisatie van marktkoppeling tussen Nederland, België en Frankrijk, waardoor de bestaande verbindingen tussen de landen beter kunnen worden benut en op de dag vooruit markt één prijs tot stand komt zolang er voldoende fysieke interconnectiecapaciteit is. Wij verwachten dan ook in 27 een sterke verbetering te kunnen zien van de benutting op de Belgische grensverbinding als gevolg van invoering van marktkoppeling eind 26. Marktkoppeling met Duitsland zal, vanaf januari 29, moeten leiden tot een betere benutting van de grensoverschrijdende infrastructuur met Duitsland. 3 In het actieplan wordt gesproken over de Centraal West Europese regio 3

4 Uitbreiding van de infrastructuur Ook bij optimale benutting van de bestaande infrastructuur zal deze niet toereikend zijn om te komen tot een daadwerkelijk geïntegreerde markt. Er zal de komende jaren meer interconnectiecapaciteit voor de markt beschikbaar (moeten) komen, door het oplossen van al geïdentificeerde fysieke knelpunten in het Noordwest Europese systeem en het bouwen van extra verbindingen. Vanaf eind 27 zal Nederland een verbinding hebben met Noorwegen (via de NorNed kabel); de plannen voor een verbinding met Groot-Brittannië (BritNed) zijn in een vergevorderd stadium. Hierdoor staat Nederland ook in verbinding met de Scandinavische geïntegreerde marktplaats Nordpool en met de Britse markt. Ook de voor de markt beschikbare interconnectiecapaciteit met Duitsland wordt de komende jaren uitgebreid. Bij al deze uitbreidingen is overigens nog onduidelijk welk deel van de nieuwe technische capaciteit door de netbeheerders gereserveerd moet worden voor het bewaken van de integriteit van het netwerk om zo onder meer fluctuaties door windmolens op te kunnen vangen. Grensoverschrijdende handel Handel in elektriciteit over de grenzen heen kan plaatsvinden voor één of meerdere dagen vooruit tot zelfs jaren vooruit. Grensoverschrijdende handel op de leveringsdag zelf 4 is echter nog niet mogelijk. Ook de onbalansmarkten, die door de netbeheerders zijn ingesteld om afwijkingen van geplande productie en levering te verrekenen, zijn nationaal van aard. Dit betekent dat schommelingen in vraag en aanbod, behalve in geval van ernstige problemen wanneer de netbeheerders ingrijpen, nu nog binnenlands worden opgelost via handel of via het onbalansmechanisme van TenneT. Volgens het Actieplan, dat is afgestemd op Europese regelgeving, moet grensoverschrijdende handel op de leveringsdag mogelijk worden vanaf 28, en komen de onbalansmarkten met elkaar in verbinding te staan vanaf Cross border intraday trade 4

5 Inhoudsopgave Samenvatting Inleiding Belangrijkste ontwikkelingen in Mededinging op de Nederlandse groothandelsmarkt Inleiding Mededingingsindicatoren Structuur van de markt Gedrag: inzet van centrales Marktuitkomsten: prijzen en winstgevendheid Interpretatie: samenhang tussen structuur en marktuitkomsten Liquiditeit op de verschillende marktplaatsen Inleiding Marktplaatsen Liquiditeitsindicatoren Handel op de spotmarkt APX Handel in gestandaardiseerde OTC termijncontracten Transacties op de TenneT onbalansmarkt Arbitrage en substitutie Transparantie Internationale vergelijking De Nederlandse markt in Noordwest-Europees perspectief Inleiding Het Nederlandse productiepark Landsgrensoverschrijdende verbindingen Congestie op de interconnectoren Naar een Noordwest Europese markt

6 1 Inleiding Achtergrond en verantwoording De Directie Toezicht Energie (DTe) dient op basis van de Elektriciteitswet en Gaswet de mededinging te bevorderen in energiemarkten. DTe heeft hiertoe de wettelijke taak om deze markten nauwlettend te volgen en de Minister van Economische Zaken jaarlijks te rapporteren over de mate van daadwerkelijke marktwerking en doeltreffende mededinging op de verschillende energiemarkten (Elektriciteitswet 1998, artikel 5, lid3). Daarbij dient DTe in de gaten te houden of de energiemarkten transparant en nietdiscriminatoir zijn. In geliberaliseerde energiemarkten, gekenmerkt door daadwerkelijke mededinging en voldoende transparantie, plukken eindafnemers, waaronder consumenten, uiteindelijk de vruchten van competitieve prijzen, een gedifferentieerd productaanbod en een kwalitatief goede dienstverlening. Het doel van deze monitor is om inzicht in de ontwikkeling van de markt te geven en tijdig knelpunten te signaleren die verdere ontwikkeling in de weg staan. Aanpak De marktmonitor maakt gebruik van indicatoren om de ontwikkeling van de groothandelsmarkt voor elektriciteit te volgen. Daarbij gaat het om het functioneren van de groothandelsmarkt als geheel. DTe rapporteert niet over individuele bedrijven, maar doet verslag op geaggregeerd niveau. Indicatoren op gebied van mededinging en liquiditeit vormen de pijlers van de marktmonitor. De mate van mededinging tussen producenten beïnvloedt de prijzen waartegen leveranciers inkopen en daarmee de prijs van elektriciteit voor de eindgebruiker. De mate van liquiditeit in de markt bepaalt tegen welke transactiekosten contracten tot stand komen en daarmee het vertrouwen van partijen in de markt. Indicatoren voor mededinging gaan in op marktstructuur (bijvoorbeeld concentratiegraad) en marktuitkomsten (bijvoorbeeld winstgevendheid). Liquiditeitsindicatoren zijn onder meer verhandelde volumes, volatiliteit van prijzen en spreiding van bied- en laatkoersen. Om de indicatoren in te vullen heeft DTe verschillende bronnen gebruikt. DTe heeft bij producenten van elektriciteit productiegegevens en karakteristieken van centrales opgevraagd. Aan TenneT is gevraagd gegevens over beschikbare productiecapaciteit en beschikbare importcapaciteit te leveren. Een enquete over liquiditeit is uitgestuurd aan alle belangrijke spelers op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. DTe heeft daarnaast gebruik gemaakt van openbare bronnen als Platts en TSO Auction voor prijzen en volumes. Om tot uitspraken over de ontwikkeling van de groothandelsmarkt te komen, worden uitkomsten van indicatoren vergeleken met eerdere jaren (trendvergelijking), gespiegeld aan een norm dan wel benchmark en/of vergeleken met de situatie in het buitenland. Proces De marktmonitor kent een klankbordgroep bestaande uit producenten, handelaren en belangenbehartigingsorganisaties. Een concept van de monitorrapportage is verspreid onder leden van de klankbordgroep. Daaropvolgend is de klankbordgroep bijeengekomen om de bevindingen van de monitor te bespreken. Concrete suggesties voor verbetering zijn zo ver als mogelijk overgenomen. Het eindrapport is niet met de klankbordgroep besproken en komt geheel voor rekening van DTe. 6

7 Leeswijzer Eerst volgt een korte beschrijving van de belangrijkste ontwikkelingen in 26. Hoofdstuk 3 presenteert de monitorresultaten voor de mededinging en hoofdstuk 4 geeft de uitkomsten voor de liquiditeit. Het laatste hoofdstuk gaat in op de stand van zaken met betrekking tot integratie van elektriciteitsmarkten. Zowel voor mededinging als liquiditeit maakt het een verschil of de Nederlandse elektriciteitsmarkt op zichzelf staat of deel uitmaakt van een groter geheel. De samenvatting en conclusies zijn voorin de rapportage te vinden. 7

8 2 Belangrijkste ontwikkelingen in 26 In 26 hebben zich een aantal ontwikkelingen voorgedaan die van invloed zijn op het functioneren van de Nederlandse groothandelsmarkt voor elektriciteit: 1. Marktkoppeling met België en Frankrijk (Trilateral Market Coupling) per 21 november 26. De handel op elektriciteitsbeurzen APX, Belpex en Powernext staat nu met elkaar in verbinding, rekening houdend met de beschikbare capaciteit op de verschillende grenzen. 2. Gespreide jaarveiling voor importcapaciteit. Handelaren hebben nu twee keer per jaar de mogelijkheid capaciteit op de grenzen met Duitsland en België te verwerven (naast de bestaande maandveilingen en dagveilingen). 3. Start centrale intraday markt APX. Naast de dagvooruit markt is de APX in september 26 gestart met een intraday markt. Op deze markt worden kwartieren elektriciteit verhandeld tot twee uur voor levering. 4. Initiatief EnergieNed en APX transparantie. Vanaf oktober 26 worden op initiatief van EnergieNed en APX productiedata gepubliceerd. Aanvankelijk op de APX site, per juni 27 op de website van EnergieNed omdat de kwaliteit van de data nog onvoldoende is. 5. Regional Initiative opgestart voor betere marktintegratie. De toezichthouders van de energiemarkten in Duitsland, Frankrijk, België, Luxemburg en Nederland hebben begin 27 een overzicht met prioriteiten gepubliceerd en concrete acties geformuleerd (Actieplan). Marktkoppeling met Duitsland en grensoverschrijdende intraday en balancing handel zijn enkele van de actiepunten. 6. Loopflows door windproductie. Elektriciteitsproductie afkomstig van windparken in Noord Duitsland zorgen in toenemende mate voor transitstromen. TSO s zien zich genoodzaakt meer reserves aan te houden op de interconnectoren wat de beschikbare importcapaciteit voor de markt beperkt. 7. Nieuwbouwplannen voor centrales. Ook in 26 hebben producenten nieuwe investeringsplannen bekendgemaakt nadat in 25 voor het eerst in jaren nieuwbouw van grootschalige centrales werd aangekondigd. Het totaal aan nieuwbouwplannen bij de elektriciteitsproducenten bedraagt op dit moment ongeveer 9 GW. In bedrijfneming is voor deze centrales gepland vanaf 29 tot aan

9 3 Mededinging op de Nederlandse groothandelsmarkt De hoge concentratiegraad in Nederland blijft een punt van zorg. Deze hoge concentratie heeft tot gevolg dat in veel uren een of meerdere spelers onmisbaar zijn om de vraag te bedienen. Er zijn duidelijke indicaties dat in de uren waarin dit het geval is de marge op de elektriciteitsopwekking aanzienlijk hoger is dan in andere uren wanneer geen enkele speler een onmisbare positie heeft. Verdere integratie in de Noordwest-Europese markt door uitbreiding van de beschikbare interconnectiecapaciteit kan hierin structurele verbetering brengen. De jaarlijkse energierekening van de consument kan daardoor met enkele tientallen euro s per huishouden dalen. De concentratiegraad voor opgesteld vermogen (uitgedrukt in HHI) bedraagt 1995 in 26, wat vergelijkbaar is met het niveau in 25. De concentratiegraad voor gerealiseerde productie ligt in 26 gemiddeld op 1984, wat bijna 25 punten lager is dan in 25. Met deze HHI waarde is er nog altijd sprake van een sterk geconcentreerde markt. De concentratie van het aanbod manifesteert zich in het onmisbaar zijn van één of meerdere marktspelers gedurende afzonderlijke uren. Van alle uren in 26 was er gedurende 31% een of meerdere spelers onmisbaar om de vraag te bedienen. Tijdens de piekuren was dat zelfs in 59% van de uren het geval. Het onmisbaar-zijn van spelers geeft hen de mogelijkheid om de marktuitkomsten te beïnvloeden. Uit de monitorgegevens blijkt een duidelijk verband tussen enerzijds het onmisbaar-zijn van spelers en anderzijds de mark-up (d.w.z. het verschil tussen elektriciteitsprijs en de marginale kosten van de duurste draaiende centrale): de mark-up is groter naarmate een of meerdere spelers meer onmisbaar zijn. De onmisbaarheid van bepaalde spelers is het grootst gedurende die uren waarin de vraag hoog is: de (super)piekuren 5. Tijdens de piekuren was de elektriciteitsprijs gemiddeld 9% hoger dan de marginale kosten van duurste draaiende centrale en tijdens superpiekuren was dit zelfs 21%. De hoge mark-ups tijdens (super)piekuren compenseren ruimschoots de negatieve mark-ups,die zich met name voordoen gedurende niet-piekuren zodat op jaarbasis een positieve bruto-winst resulteert die in veel gevallen meer dan toereikend is om de jaarkosten van nieuwe investeringen te dekken en dus deels als bovencompetitieve winst kan worden gezien. Dit duidt erop dat de hoge concentratiegraad en het regelmatig onmisbaar zijn van één of meerdere spelers doorwerken in de marktuitkomsten. 3.1 Inleiding In dit hoofdstuk staat de mededinging op de Nederlandse groothandelsmarkt centraal. Nederland heeft ruim 21 GW aan opgesteld productievermogen. Deze opwekcapaciteit is voor een groot deel in handen van een beperkt aantal elektriciteitsproducenten. De productiebeslissingen en de prijszetting van deze producenten bepalen in belangrijke mate de marktuitkomsten. Een groothandelsmarkt met voldoende concurrentie tussen producenten komt ten goede aan leveranciers en uiteindelijk de eindgebruikers. In het geval producenten elkaar onvoldoende disciplineren zal dat echter een opstuwende werking hebben op de prijs. 5 Piekuren zijn de uren van 7 uur s morgens tot 11 uur s avonds en superpiekuren de uren van 9 uur s morgens tot 6 uur s avonds, beide tijdens werkdagen. 9

10 3.2 Mededingingsindicatoren De volgende indicatoren zijn gebruikt om de mededinging op de Nederlandse groothandelsmarkt in beeld te brengen: - Marktstructuur: o concentratiegraad: opgesteld vermogen en gerealiseerde productie o pivotal supplier index en residual supply index - Gedrag: o Dispatch van centrales en benutting van productiecapaciteit - Marktuitkomsten: o spark spread en dark spread o price-cost margin Marktstructuur De concentratiegraad geeft weer of er veel partijen met geringe marktaandelen actief zijn of dat de markt juist gekenmerkt wordt door enkele grote spelers. Een marktpartij die productiecapaciteit bijbouwt of een fusie tussen elektriciteitsproducenten wijzigt de verdeling van marktaandelen en daarmee de concentratie op de groothandelsmarkt. Een marktpartij met relatief veel opwekcapaciteit en een qua samenstelling gevarieerd productiepark kan zich mogelijk meer vrijheden permitteren (anders gezegd: meer onafhankelijk gedragen) bij de dispatch van centrales en met de prijs die gevraagd wordt. Of deze marktpartij ook in de gelegenheid is het prijsniveau op te stuwen hangt samen met de (on)mogelijkheden van andere spelers om in reactie hierop flexibele capaciteit in te zetten. Elektriciteitsproducenten bij wie het productiepark al volledig draait kunnen niet meer reageren op een eventuele prijsverhoging. In geval de totale capaciteit van de andere spelers ontoereikend is om aan de vraag te voldoen, is deze marktpartij onmisbaar (pivotal) en kan het in principe de marktuitkomst beïnvloeden. De pivotal supplier index (PSI) geeft aan of en hoe vaak deze situaties zich voordoen. De mate waarin een marktspeler pivotal is wordt weergegeven door de residual supply index (RSI). Gedrag: Inzet van centrales Indien een marktpartij(en) zich meer onafhankelijk kan gedragen en in aanleg de marktuitkomst kan beïnvloeden, resulteert dit mogelijk in een hogere marktprijs. Bij producenten spelen dan strategische overwegingen mee bij de inzet van centrales. Voor producenten met veel opwekcapaciteit kunnen de afwegingen rond het inzetten van centrales verschillen van die van kleinere producenten. Waar een kleine producent elektriciteit zal opwekken met die centrales waarvoor dit een winstgevende activiteit is, kan het niet (of beperkt) inzetten van een op zich winstgevende centrale(s) een grote producent mogelijk meer opleveren. Centrales worden in principe ingezet op volgorde van hun respectievelijke kostenniveaus (merit order) tot het punt waarop de hoeveelheid geproduceerde elektriciteit toereikend is om aan de vraag te voldoen. De centrale die tegen de hoogste marginale kosten produceert zet de marktprijs. Andere productie-eenheden verdienen het verschil tussen de marktprijs en hun eigen marginale kosten, waaruit de vaste kosten gedekt kunnen worden. Met het achterhouden van (of beperkt produceren met) een centrale die normaal gesproken (volledig) zou draaien, schuift de marginale centrale een of meerdere positie(s) op in de merit order, waardoor een hogere marktprijs tot stand komt. De misgelopen omzet op de achtergehouden centrale maakt deze producent mogelijk meer dan goed met de hogere marges op centrales die wel draaien. Met name bij eigendom over centrales die (relatief) laag in de merit order staan kan deze praktijk van withholding profijtelijk blijken. 1

11 Naast in omvang verschillen producenten onderling ook in de samenstelling van hun productiepark. Producenten met meerdere flexibele gascentrales hogerop in de merit order kennen mogelijk andere overwegingen bij het afgeven van prijzen waartegen zij bereid zijn te produceren dan partijen die voornamelijk over warmtekrachtcentrales of kolengestookte eenheden beschikken. Een flexibele gaseenheid kan immers op enig moment de marginale centrale blijken te zijn. Een marktpartij kan vooruitlopend hierop trachten de marge op deze centrale te vergroten. Door een prijs boven het niveau van marginale kosten te vragen loopt deze producent wel het risico zichzelf uit de markt te prijzen. Duurdere centrales verderop in de merit order die qua prijszetting dichter bij de marginale kosten blijven, komen dan mogelijk eerder aan de beurt. De kans hierop neemt af naarmate een producent meer van deze centrales tot zijn beschikking heeft. Dan zijn er nog maar een beperkt aantal andere gegadigden om de marginale centrale te leveren, waardoor er meer gelegenheid is tot het verhogen van de mark-up. 6 Marktuitkomsten De spark spread en de dark spread zijn evenals de price-cost margin indicatoren van winstgevendheid. De winst die behaald wordt met de productie van elektriciteit is mogelijk een uiting van schaarste op de markt. Prijspieken die gepaard gaan met hoge spreads geven dan een wenselijk signaal af tot investeren in nieuwe productiecapaciteit. Hoge spreads of mark-ups kunnen ook een uiting zijn van beperkte concurrentie tussen elektriciteitsproducenten. Om hier beter zicht op te krijgen onderzoekt de monitor verbanden tussen indicatoren van marktstructuur (concentratiegraad, pivotal supplier en residual supply), indicatoren voor het gedrag van elektriciteitsbedrijven (dispatch inefficiency en benutting van productiecapaciteit) en indicatoren voor winstgevendheid (price-cost margin of mark-up). 3.3 Structuur van de markt Concentratiegraad De concentratiegraad voor opgesteld vermogen (uitgedrukt in HHI) bedraagt 1995 in 26, wat vergelijkbaar is met het niveau in 25. De concentratiegraad voor gerealiseerde productie ligt in 26 gemiddeld op 1984, wat bijna 25 punten lager is dan in 25. Gelet op de hoog gebleven concentratie in capaciteit moet dit betekenen dat de grootste spelers minder produceren. Met deze HHI waarde is er nog altijd sprake van een sterk geconcentreerde markt. In Nederland zijn ongeveer 25 producenten van elektriciteit actief. Gekeken naar de omvang van de productieparken kent Nederland 7 grotere elektriciteitsproducenten en 18 kleinere. De grote kolen- en gasgestookte centrales en de warmtekrachtcentrales die de bulk van de Nederlandse productie vormen, zijn eigendom van enkele grote producenten. Driekwart van het Nederlands productiepark behoort toe aan vier elektriciteitsproducenten. De mate van concentratie op de Nederlandse groothandelsmarkt wordt gemeten met de Herfindahl- Hirschman Index (HHI). 7 DTe berekent de volgende HHI s: opgesteld vermogen, vermogen verbijzonderd naar kostensegmenten, gerealiseerde productie en productie verbijzonderd naar dagdelen. 8 6 Indien de vraag niet volledig inelastisch is wordt bij een hogere prijs de beschikbare productiecapaciteit minder benut. 7 Voor het berekenen van de HHI worden de marktaandelen van de producenten gekwadrateerd en vervolgens gesommeeerd. Uitkomsten variëren tussen de (volledige mededinging) en de 1. (monopolie). Bij een waarde hoger dan 18 is sprake van een sterk geconcentreerde markt, bij een waarde tussen 12 en 18 spreekt men van een matig geconcentreerde markt. 8 Informatie omtrent karakteristieken van centrales en productiedata is afkomstig van elektriciteitsproducenten. 11

12 HHI opgesteld vermogen De HHI opgesteld vermogen wordt berekend op het maximaal vermogen van de productie-eenheden. 9 De waarde van deze HHI voor 26 komt uit op Indien tevens rekening wordt gehouden met importcapaciteit bedraagt de HHI Deze waarden komen min of meer overeen met die van 25. De HHI opgesteld vermogen wordt berekend over de totale productiecapaciteit en maakt geen onderscheid naar de posities van centrales in de merit order. Beslissingen omtrent de inzet van centrales en de prijszetting door producenten hangen echter nauw samen met de plek van deze centrales in het Nederlandse productiepark. Om deze reden kijkt de monitor ook naar de concentratiegraad binnen de verschillende segmenten van de merit order. HHI opgesteld vermogen binnen segmenten van de merit order In de merit order zijn de productie-eenheden gerangschikt naar het niveau van marginale kosten 11. Deze kosten zijn opgebouwd uit brandstofkosten, CO2 kosten en operationele- en onderhoudskosten. 12 Om de mate van concentratie door de merit order heen inzichtelijk te maken, is deze opgedeeld in vier segmenten die ongeveer even groot zijn. De resultaten zijn weergegeven in de volgende tabel. Kostensegment Cumulatieve capaciteit HHI 1 26% % % % 1961 Voor withholding zijn centrales laag in de merit order, met name segment 1 en in mindere mate segment 2, relevant, omdat hier hoge marges ten opzichte van variabele kosten behaald kunnen worden. De HHI waarde geeft voor beide segmenten aan dat er sprake is van hoge concentratie. Bij prijszetting gaat het om de segmenten waar de marginale centrales zich bevinden: dit zijn met name segment 4 en in mindere mate segment 3. Ook hier laat de HHI waarden zien van een sterk geconcentreerde markt. Bij de inzet van centrales en de prijszetting spelen derhalve strategische overwegingen mogelijk een rol. HHI Gerealiseerde productie De concentratiegraad van het opgesteld vermogen gaat in op de aanwezige potentie om de marktuitkomsten te beïnvloeden. Om zicht te krijgen op de werkelijke verdeling van marktaandelen op enig moment is de concentratiegraad voor gerealiseerde productie relevant. De HHI van de gerealiseerde productie wordt berekend voor ieder uur afzonderlijk. De HHI van de gerealiseerde productie over 26 komt gemiddeld uit op Indien tevens rekening wordt gehouden met importen bedraagt deze gemiddeld Vergeleken met 25 ligt de HHI van de 9 In de berekening zijn alle productie-eenheden met een maximum elektrisch vermogen groter dan 15 MW meegenomen, dit omvat meer dan 8% van de aanwezige productiecapaciteit in Nederland. 1 Beschikbare importcapaciteit is in blokken van 4 MW toegewezen aan de vijf grootste producenten en het restant in blokken van 4 MW aan nieuwe partijen. Deze 4 MW is de maximale capaciteit die een marktpartij kan bemachtigen. 11 Gemiddelde variabele kosten (kosten voor het produceren van 1 MWh elektriciteit) bij het draaien op volledig vermogen. 12 Vergeleken met HHI opgesteld vermogen zijn centrales waarvan geen efficiency gegevens voorhanden waren in de berekening weggelaten, het gaat hier om enkele centrales van kleine spelers. 13 Werkelijke importen zijn op grond van marktaandelen toebedeeld aan spelers waarbij een maximum van 4 MW in acht is genomen. Resterende hoeveelheden zijn in blokken van 4 MW aan nieuwe partijen toegewezen. 12

13 gerealiseerde productie (exclusief importen) bijna 25 punten lager en is deze ten opzichte van de HHI productie inclusief importen zo goed als onveranderd gebleven. HHI Gerealiseerde productie verbijzonderd naar dagdelen Gelet op het feit dat marktomstandigheden door de dag heen kunnen wijzigen is de HHI verbijzonderd naar dagdelen. Marktomstandigheden verschillen eveneens tussen werkdagen en het weekend. In de volgende tabel is de HHI van de gerealiseerde productie op werkdagen ingedeeld naar piekuren, niet-piekuren, superpiek uren en flankuren. Dagdeel HHI (excl. Importen) Piekuren: uur 239 Superpiek uren: uur 262 Flankuren: en uur 234 Niet-piekuren: uur 1931 Figuur 1 geeft de frequentie weer van HHI waarden gedurende piekuren. Het aantal uren dat de HHI gerealiseerde productie beneden de drempelwaarde van 18 punten voor een sterk geconcentreerde markt uitkomt is zeer beperkt. Vergeleken met 25 waarin alle uren een HHI hoger dan 18 haalden is hier sprake van vooruitgang Ook is in 26 de staart rechts in de verdeling grotendeels verdwenen. Ter vergelijking: in 25 lagen nog een aanzienlijk aantal uren in de range van 24 tot 29 punten. De verdeling van HHI waarden voor gerealiseerde productie is, kortom, duidelijk naar links opgeschoven. Daarmee is de markt minder geconcentreerd geworden. Met een gemiddelde van 239 punten tijdens piekuren is de markt nog altijd sterk geconcentreerd. Figuur 1: histogram HHI Gerealiseerde productie tijdens piekuren Frequentie (aantal uren) HHI Bron: productiedata elektriciteitsproducenten 13

14 3.3.2 Onmisbaarheid van afzonderlijke producenten De pivotal supplier index komt voor 26 uit op 31% over de gehele dag bekeken en 59% tijdens piekuren. In bijna de helft van de gevallen betreft het twee spelers die tegelijkertijd pivotal zijn. Regelmatig zijn één of meerdere marktspelers dus onmisbaar. De residual supply index bedraagt gemiddeld 1,18 in 26 en verbijzonderd naar piekuren,99. De mate waarin marktspelers onmisbaar zijn fluctueert overigens sterk: in bijna een vijfde van de piekuren komt de RSI niet uit boven de,9, dat wil zeggen dat de gezamenlijke capaciteit van de andere spelers maximaal 9% is van de totale marktvraag. De concentratiegraad analyses gaan in op de verdeling van marktaandelen en de eventuele potentie tot het uitoefenen van marktmacht. De pivotal supplier en residual supply analyses maken duidelijk of zich ook werkelijk mogelijkheden hebben voorgedaan om marktuitkomsten te beïnvloeden. De pivotal supplier index geeft aan of en hoe vaak spelers hiertoe in de gelegenheid waren Met de residual supply index wordt de mate waarin marktpartijen pivotal zijn weergegeven. Pivotal supplier index De pivotal supplier index (PSI) geeft aan hoeveel procent van de uren (een deel van) de capaciteit van een elektriciteitsproducent benodigd is om aan de marktvraag te voldoen gegeven de gezamenlijke capaciteit van de andere producenten. Bij de berekening van de pivotal supplier index is uitgegaan van beschikbare capaciteit: centrales die marktpartijen op enig moment in kunnen zetten (dan wel er juist voor kiezen dat beperkt of niet te doen) om elektriciteit mee te produceren. 14 Centrales die op dat moment defect of in onderhoud of revisie zijn (uitval) worden niet meegenomen. Ook is rekening gehouden met het eventuele must run karakter van centrales. Industriële WKK eenheden kennen over het algemeen een uiterst beperkte flexibiliteit. Om deze reden worden de meeste van deze eenheden niet meegenomen in de PSI analyse. WKK eenheden voor stadsverwarming daarentegen zijn over het algemeen goed in staat de productie van elektriciteit voor het openbare net naar wens op- en af te regelen. Daarom zijn de meeste stadsverwarming WKK s wel meegenomen. Voor die stadsverwarming of industriële WKK eenheden die gedeeltelijk flexibel inzetbaar zijn is in de analyse voor het must run deel gecorrigeerd. De PSI is gebaseerd op een zogenoemde binaire indicator. De waarde is 1 als in een bepaald uur sprake is van een pivotal supplier en als dit niet het geval is. Dit is voor ieder uur in 26 per individuele speler nagegaan door zijn capaciteit op de totale beschikbare capaciteit in mindering te brengen en dit vervolgens af te zetten tegen de marktvraag (bij benadering totale productie door beschikbare eenheden). Als de gezamenlijke capaciteit die alle andere spelers beschikbaar hebben onvoldoende is om aan de marktvraag tegemoet te komen is de betreffende speler een pivotal supplier. De PSI wordt berekend als de som van alle uren waarop sprake is van een pivotal supplier gedeeld door het totaal aantal uren in een jaar. De PSI analyse geeft de volgende resultaten: voor 26 geldt dat in 31% van de uren sprake is van een pivotal supplier. Verbijzonderd naar piekuren ligt dit percentage op 59% en voor superpiek uren op 76%. In bijna de helft van de gevallen betreft het twee spelers die tegelijkertijd pivotal zijn. 15 In 26 is op 262 dagen gedurende één of meerdere uren op z n minst één speler pivotal geweest. 14 Informatie omtrent beschikbaarheid van centrales is afkomstig van TenneT. 15 Dit betekent niet dat de concurrentie tussen deze partijen toeneemt. Eerder neemt de concurrentie af doordat er een marktpartij minder is om disciplinerend richting een pivotal speler op te treden. Meerdere spelers hebben nu de prikkel om capaciteit achter te houden en de lasten (omzetderving) worden met andere partijen gedeeld. Gezamenlijk beschikken ze over meer capaciteit waardoor de 14

15 Residual supply index De residual supply index geeft weer in welke mate een speler pivotal is. Naarmate meer capaciteit van een speler benodigd is om in de marktvraag te voorzien, gegeven de capaciteit van de andere producenten, neemt de mogelijkheid voor deze speler om de marktuitkomsten te beïnvloeden toe. De berekening van de residual supply index gaat uit van dezelfde basisgegevens waarmee de PSI is berekend. Er wordt dus rekening gehouden met uitval van centrales en het eventuele must run karakter van centrales. De RSI wordt uitgedrukt in een ratio, namelijk door per speler de gezamenlijke capaciteit van alle andere spelers (dus totale beschikbare capaciteit minus de beschikbare capaciteit van betreffende speler) te delen op de marktvraag, voor ieder uur in 26. Als dit een waarde kleiner dan 1 oplevert is de gezamenlijke capaciteit van de andere spelers onvoldoende om aan de marktvraag te voldoen en is de betreffende marktspeler pivotal. Hoe verder de RSI waarde beneden de 1, des te meer capaciteit van deze speler benodigd is, hoe groter de mate van onmisbaarheid. Voor ieder uur in 26 is vervolgens gekeken welke speler de laagste RSI waarde heeft. Deze laagste RSI per uur bepaalt de RSI waarde voor de sector als geheel. De uitkomsten van de RSI analyse zijn als volgt: gemiddeld over 26 bedraagt de RSI 1,18. Gedurende piekuren ligt de RSI gemiddeld op,99 en tijdens superpiek uren op,95. Figuur 2 geeft de verdeling van RSI in piekuren weer. Uit de pivotal supplier analyse bleek al dat 59% van de piekuren één of meerdere spelers pivotal waren (en dus een RSI waarde beneden de 1), het histogram geeft aan dat gedurende 18% van de piekuren de residual supply index niet hoger uitkomt dan,9. In deze uren dient de pivotal supplier op z n minst 1% van de marktvraag voor zijn rekening te nemen. Figuur 2: histogram RSI in piekuren 26 Frequentie (aantal uren) ,75,8,85,9,95 1 1,5 1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,35 1,4 1,45 1,5 Residual supply index Bron: productiedata elektriciteitsproducenten en beschikbaarheidsdata TenneT prijs verder opgedreven kan worden. Of dit ook zal optreden hangt samen met de mate waarin betreffende spelers pivotal zijn (ten opzichte van de situatie waarin één speler pivotal is) en in hoeverre zij dit bij elkaar beïnvloeden. 15

16 3.4 Gedrag: inzet van centrales De (berekende) dispatch inefficiency binnen afzonderlijke portfolio s blijkt niet duidelijk af te wijken van de (berekende) dispatch inefficiency op sectorniveau. Dit betekent dat de berekende gemiddelde dispatch inefficiency op sectorniveau (17% tijdens piekuren) niet verklaard kan worden uit het strategisch inzetten van centrales, maar het gevolg kan zijn van andere factoren De concentratiegraad, pivotal supplier index en residual supply index zijn indicatoren van de marktstructuur. Deze indicatoren geven inzicht in de mogelijkheden die marktspelers hebben om op enig moment de marktuitkomsten te beïnvloeden. Het beïnvloeden van de marktuitkomsten kan plaatsvinden door het achterhouden van centrales. Dispatch inefficiency Strategisch gedrag kan tot uiting komen in de dispatch inefficiency. Immers, wanneer het achterhouden van (relatief goedkope) centrales leidt tot de inzet van duurdere centrales, dan is een inefficiëntere dispatch (op sectorniveau) het gevolg. Wanneer in situaties van een lage vraag een relatief dure centrale de marginale centrale vormt, dan kan dat duiden op het bewust achterhouden van capaciteit om zo de prijs op te drijven. In een competitieve markt zal de marginale centrale immers gelijke tred houden met het niveau van de vraag, dat wil zeggen dat bij een lage vraag de marginale centrale relatief lage marginale kosten zal kennen en dat bij een hoge vraag de marginale kosten van de marginale centrale relatief hoog zullen zijn. In geval van withholding is de dispatch op sectorniveau minder efficiënt dan die anders zou zijn. Om dit mechanisme in beeld te krijgen dient enerzijds de werkelijke prijszettende centrale en anderzijds de marginale centrale onder volledig competitieve omstandigheden te worden bepaald. De werkelijk prijszettende centrale is de duurste centrale die op enig moment aanstaat. Voor ieder uur in 26 is nagegaan welke draaiende centrale de hoogste marginale kosten kent. Om de marginale centrale bij optimale dispatch te bepalen heeft KEMA-Consulting, in opdracht van DTe, met een dynamisch dispatch model (Prosym) de dispatch voor 26 gesimuleerd. 16 In dit model is rekening gehouden met mustruneigenschappen, opstartkosten en andere dynamische karakteristieken die de optimale dispatch beïnvloeden. Vervolgens is de werkelijke dispatch vergeleken met de optimale dispatch. Het verschil in kosten tussen de werkelijke marginale centrale en de marginale centrale bij optimale dispatch is een dispatch inefficiency. Deze dispatch inefficiency geeft aan hoeveel duurder de productie van een eenheid elektriciteit door de werkelijke marginale centrale is vergeleken met de marginale centrale bij optimale dispatch. Dit verschil uitgedrukt in de marginale kosten bij optimale dispatch geeft de dispatch inefficiency. In 26 was de dispatch inefficiency op sectorniveau tijdens piekuren gemiddeld 17%. Dit resultaat zegt niet meer en niet minder dan dat de werkelijke dispatch aan de marge 17% duurder is dan het volgens het Prosym-model zou kunnen zijn. 17 Om te kunnen bepalen of de berekende dispatch inefficiency mogelijk samenhangt met het om strategische redenen achterhouden van centrales, vergelijken we de dispatch inefficiency op sectorniveau met die binnen 16 KEMA Consulting, Analysis of the dispatch efficiency of generators in the Netherlands in 26, oktober Omdat in een model onmogelijk alle feitelijke factoren kunnen worden verwerkt die de werkelijke dispatch van uur tot uur bepalen, kunnen aan dit gemiddelde getal geen verdere conclusies worden getrokken. Het is mogelijk dat deze gevonden inefficiency volledig voor rekening komt van bijzondere omstandigheden die niet met strategisch gedrag samenhangen, zoals de precieze omvang van mustrunverplichtingen of de hoogte van de brandstofprijzen in specifieke contracten. 16

17 afzonderlijke portfolio s. We mogen veronderstellen dat strategisch gedrag er niet toe zal leiden dat spelers binnen hun portfolio de dispatch inefficiënter maken. Als een speler capaciteit wil achterhouden, dan zal dat capaciteit aan de marge zijn, dat wil zeggen de duurste capaciteit die, gegeven de vraag, zou kunnen draaien. Wanneer, in reactie hierop, een andere speler een duurdere centrale gaat aanbieden, dan leidt dat tot hogere marginale kosten op sectorniveau. Voor zover strategisch gedrag tot uiting komt in dispatch inefficiëntie, dan is dat dus op sectorniveau. We hebben daarom onderzocht in hoeverre de dispatch inefficiëntie op sectorniveau afwijkt van de dispatch inefficiëntie binnen afzonderlijke portfolio s. Uit de uitgevoerde statistische analyse blijkt dat de dispatch inefficiency van de sector gemiddeld genomen niet significant hoger is dan de dispatch inefficiënties binnen de portfolio s van individuele producenten afzonderlijk. De conclusie is hier dan ook dat uit de analyse van de dispatch inefficiëntie geen aanwijzingen komen voor strategische gedrag bij de inzet van centrales. Mate van inzetten van beschikbare capaciteit De mate waarin spelers de beschikbare capaciteit inzetten kan mede worden bepaald door strategische overwegingen. In competitieve omstandigheden geldt dat een toename in de vraag naar elektriciteit leidt tot een toename in de benutting van capaciteit. In minder competitieve omstandigheden kan een toename van de vraag vooral tot uiting komen in hogere prijzen in plaats van een toename van het aanbod, waardoor de vraag in feite wordt gerantsoeneerd. We zien in de data (met gerealiseerde productiegegevens) dat bij een hogere totale productie, de benutting van de beschikbare capaciteit groter is. Op het niveau van afzonderlijke spelers zien we evenwel ook dat een aantal spelers de beschikbare capaciteit zelden (vrijwel) volledig gebruiken, ook niet wanneer de totale productie in de sector op z n hoogst is en de elektriciteitsprijs piekt. Voor andere spelers geldt daarentegen dat de beschikbare capaciteit (vrijwel) volledig wordt benut wanneer de totale productie in de sector hoog is. Het is niet duidelijk hoe deze waargenomen verschillen in het benutten van de beschikbare capaciteit geïnterpreteerd moeten worden. Het is mogelijk dat verschillen in portfolio s en specifieke omstandigheden deze verschillen in benutting tussen spelers verklaren. Het is ook denkbaar dat capaciteit om strategische redenen wordt achtergehouden. Nader onderzoek is nodig om meer zicht te krijgen op de factoren die de benutting van de capaciteit bepalen. 3.5 Marktuitkomsten: prijzen en winstgevendheid De prijs voor elektriciteit is in 26 verder opgelopen. Ten opzichte van de relatieve lage spreads in de jaren 24 en 25, zijn in 26 de spreads toegenomen. De hogere elektriciteitsprijzen hebben geleid tot hogere mark-ups, d.w.z. hogere marges tussen de elektriciteitsprijs en de marginale kosten van de duurste draaiende centrale. Gedurende de piekuren was de mark-up gemiddeld 9% en gedurende superpiekuren 21%. Deze hoge mark-ups compenseren ruimschoots de negatieve mark-ups die zich met name voordoen gedurende niet-piekuren, zodat op jaarbasis een positieve bruto-winst resulteert die in veel gevallen meer dan toereikend is om de jaarkosten van nieuwe investeringen te dekken. Indicatoren voor de winstgevendheid zijn de spark spread, dark spread en price-cost margin. De spark-spread is het verschil tussen de elektriciteitsprijs en de gasprijs en de dark spread is het verschil tussen 17

18 elektriciteitsprijs en kolenprijs, rekening houdend met het opwekkingsrendement. De price-cost margin is het verschil tussen de elektriciteitsprijs en de marginale kosten van de duurste draaiende centrale. 18 Spark spread en dark spread Uit de spreads kan afgelezen worden in hoeverre de prijs voor elektriciteit samenhangt met variaties in de brandstofprijzen. De (clean) spark spread voor maandcontracten (piek) is na een aanvankelijke daling flink opgelopen in de tweede helft van Het laatste kwartaal was de spark spread meer dan 4 Euro/MWh, een niveau dat de twee voorafgaande jaren niet werd bereikt. De elektriciteitsprijs is evenals in 25 de tweede helft van 26 sterk gestegen. Door de oplopende gasprijs in 25 lag de spark spread destijds rond de 2 Euro/MWh. Sindsdien is de gasprijs enigszins teruggelopen en is een scherpe daling in de CO2 prijs waar te nemen waardoor de spark spread in 26 verder kon toenemen. Voor deze berekening van de spark spread is uitgegaan van TTF gasprijzen. In Q4 26 is waar te nemen dat de (olie geïndexeerde) gasprijzen van Gasterra duidelijk boven die van maandcontracten op TTF liggen; dit effect is niet meegenomen in deze analyse. 2 Figuur 4 laat de ontwikkeling van de spark spread over de laatste drie jaar zien. Figuur 4: clean spark spread maandcontracten en onderliggende prijzen, piekuren in (voortschrijdend gemiddelde 3 dagen) Euro/MWh e-prijs maand g-prijs maand co2-prijs maand clean spark spread maand Bron: Platts, European carbon index, Carbix Voor jaarcontracten basis is zowel de spark spread als de dark spread berekend. 21 De elektriciteitsprijs voor jaarcontracten beweegt zich vanaf begin 25 duidelijk in opwaartse richting. De spark spread bleef lange tijd rond de 1 Euro/MWh vanwege de eveneens oplopende gasprijs. Halverwege 26 bereikte de gasprijs een plafond van 3 Euro/MWh waarna deze in enkele maanden tijd is teruggezakt naar 2 Euro/MWh. Onder invloed van een blijvend hoge elektriciteitsprijs is de spark spread, na een dip in het tweede kwartaal, toegenomen tot 2 Euro/MWh aan het einde van het jaar (zie figuur 5). 18 De spark spread en dark spread zijn berekend met het rendement van een hypothetische gas- respectievelijk kolencentrale. De pricecost margin is berekend op basis van de efficiënties van de betreffende marginale centrales. 19 De clean spark spread voor maandcontracten is berekend volgens de formule: Pe - Pg/R Pco2*U/R (R=o,35; U=,2196) 2 Een gevoeligheidsanalyse wijst uit dat ook met hogere gasprijzen in Q$ 26 de spark spread ruim boven het niveau van 25 blijft. 21 Bij de berekening voor jaarcontracten is geen rekening gehouden met CO2 (emissierechten worden gratis verkregen, hier niet geïnterpreteerd als opportunity costs) en wordt gerekend met efficiëntie van 5% voor gascentrales en 34% voor kolencentrales. 18

19 Figuur 5: spark spread jaarcontracten en onderliggende prijzen, basis (voortschrijdend gemiddelde 3 dagen) 8 7 Euro/MWh e-prijs jaar g-prijs jaar spark spread jaarcontracten Bron: Platts Vanaf het moment dat de elektriciteitsprijs is gaan stijgen, beweegt de dark spread zich in eenzelfde richting De kolenprijs is zowel in 25 als in 26 beneden de 1 Euro/MWh gebleven. Doordat de kolenprijs nauwelijks verandert, wordt de dark spread bepaald door de elektriciteitsprijs. Met een dalende elektriciteitsprijs vanaf augustus neemt, in tegenstelling tot de spark spread, ook de dark spread weer in waarde af (zie figuur 6). Figuur 6: dark spread jaarcontracten en onderliggende prijzen, basis (voortschrijdend gemiddelde 3 dagen) 8 7 Euro/MWh e-prijs jaar k-prijs jaar dark spread jaarcontracten Bron: Platts Price-cost margin Een marktprijs die ver uitgaat boven het kostenniveau van de marginale centrale is opmerkelijk te noemen. Bij voldoende concurrentie tussen producenten mag verwacht worden dat de marktprijs in de buurt ligt van de kosten van de marginale producent. Overigens zal een beperkte mark-up voor de marginale producent 19

20 nodig zijn ter dekking van de vaste lasten en kapitaalskosten van een centrale die een groot deel van het jaar uitstaat. Een hoge mark-up daarentegen vormt een indicatie van beperkte mededinging. Om dit in beeld te krijgen zijn voor ieder uur in 26 de marktprijs (APX) en het hoogste niveau van marginale kosten van alle op dat moment draaiende productie eenheden tegen elkaar afgezet. 22 Het verschil tussen de marktprijs en de marginale kosten is de price-cost margin. Deze price-cost margin geeft aan in welke mate de marktprijs voor elektriciteit uitkomt boven de kosten van het produceren van elektriciteit door de marginale (prijszettende) centrale. Dit verschil uitgedrukt in de marginale kosten van de prijszettende centrale geeft de price-cost margin index (PCMI). Voor 26 komt de price-cost margin index gedurende piekuren uit op gemiddeld 9% en in superpiek uren op 21%. In figuur 7 is de frequentieverdeling van de price-cost margin index voor de piekuren in 26 weergegeven. Dit zijn de mark-ups voor de werkelijke marginale centrale in de betreffende uren. Het histogram laat zien dat de hoogte van de mark-up nogal kan variëren waarbij zowel hoge uitschieters voorkomen als negatieve waarden. Figuur 7: histogram PCMI in piekuren 26 3 Frequentie (aantal uren) % -6% -5% -4% -3% -2% -1% % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 11% 12% 13% 14% 15% Price-cost margin index Bron: productiedata elektriciteitsproducenten Over het hele jaar genomen worden de negatieve mark-ups (ook in niet-piekuren) ruimschoots gecompenseerd door hogere mark-ups gedurende (super)piekuren. Met uitzondering van een enkele centrale die alleen bij extreme piekbelasting wordt aangezet is de bruto-jaarwinst per centrale meer dan toereikend om de vaste jaarkosten van een nieuwe investering te dekken. 22 Dit is de prijszettende centrale (de duurste centrale die in dat uur aanstaat) bij de analyse van dispatch inefficiency. 2