De huidige, alsmaar driftigere explosies van de prijzen op de groothandelsmarkten, voor gas en elektriciteit, die neerdwarrelen naar elke consument, tonen aan dat een bovengrens voor de prijzen alleen nog een illusie is. Een leverancier die niet-producent is, kan zich onmogelijk nog het risico veroorloven te moeten leveren aan onvoorspelbare prijzen.

Marginal-pricing-systeem in theorie

Groothandelsprijzen van meer dan € 500 per megawatt per uur voor elektriciteit zijn nu schering en inslag, vooral in Frankrijk. En niemand durft er nog een cent op te verwedden dat we de bovengrens inmiddels bereikt hebben. Met andere woorden: de elektriciteitsmarkt is ‘on fire’. We opereren gezamenlijk in een zogezegde Centraal-West-Europese (CWE) prijszone. Daarbij zijn markten aan mekaar gekoppeld en leiden ze tot één prijs voor de ganse prijszone. Dat is de theorie. De praktijk vandaag toont echter aan dat de markten zich steeds meer van elkaar loskoppelen en dat verschillende prijzen tot stand komen in de CWE-prijszone.

Vanuit de app Electricity Maps stelde ik op vrijdag 12 augustus 2022, om 12.00 uur, vast dat de output van de Belgische kerncentrales en zonne-energie ruimschoots volstonden om de Belgische behoeften te dekken. Maar we voeren ook veel uit naar Frankrijk en Duitsland, waardoor ook gascentrales in werking waren. Dit doet het marginal-pricing-systeem tot meerdere eer en veel glorie van de producenten functioneren als nooit tevoren. (Zie voetnoot.) We voeren uit naar Frankrijk, en daar is weinig tegen in te brengen. In het verleden voerden we veel in van Frankrijk. Europese interne marktwerking op haar best, althans volgens de theorie.

Prijzen en onderliggende kosten

Het resultaat daarvan is dat elektriciteitsprijzen gevormd worden rond de € 500 per megawatt per uur, en meer. Het resultaat is ook dat daarmee elk verband met de werkelijke kost, en al zeker met de marginale kost van de individuele productiemiddelen van het aanbod, volledig verdwenen is. De marginale kost van zonne-energie is zo goed als nihil en de marginale kost van nucleair bedraagt, injectiekosten inbegrepen, minder dan € 10 per megawatt per uur.

Er is, met andere woorden, een volledige systemische deconnectie tussen prijzen en onderliggende kosten. Als leverancier X een bestelling zou plaatsen bij producent Y en hem gewoon de prijs zou vragen, zou producent Y dan even onbeschroomd een prijs durven te vragen die uit een droomwereld komt? Niet dus, en laat ons dan gewoon het prijsplatform, beurs genaamd, overboord kieperen en terug handelen zoals vroeger, in het pre-beurs tijdperk. Een grotere financiële bonanza dan thans het geval is op de energiebeurs is moeilijk denkbaar.

Prijszettingssysteem moet op de schop

Er is nog meer. De gasvoorraden worden vandaag opgevuld om tijdens de winter te kunnen overleven. Die voorraden worden gevormd aan onwaarschijnlijke prijzen van rond de € 150-200 per megawatt per uur. In de winter zullen ze de voorraden vrijgeven. Dit doen ze om er — onder meer — elektriciteit van te produceren aan de voorspelbare prijs van rond de € 350-500 per megawatt per uur (150-200 x 2.5). Het feestje op het prijzenplatform zal dus nog ten minste enkele maanden aanhouden.

Promotoren van hernieuwbare energie — en dat zijn we toch allemaal — moeten beseffen dat de activering van één gascentrale in de prijszone aanleiding is voor torenhoge prijzen die niets meer te maken hebben met de goedkope zon, wind en kernenergie! Een reden temeer om het huidige prijszettingssysteem op de schop te gooien. En hoe groter die prijszone, hoe groter de schade aan het systeem.

Stapeling

Nog erger wordt de analyse van deze situatie wanneer men bedenkt dat de stapeling van de productiemiddelen, die ervoor zorgt dat het aanbod gelijk wordt aan de vraag, door niemand wordt gecontroleerd. Er is er niet een die zich bezighoudt met de controle en de verantwoording van de stapeling van de centrales.

Dit is niet zomaar een theoretische bedenking. Vanuit diezelfde app konden we namelijk vaststellen dat een park met windmolens van meer dan 5 gigawatt slechts voor 0.5 gigawatt aan vermogen werd ingezet. Terwijl gascentrales, wellicht meer dan nodig, werden ingezet, terwijl de windmolens nauwelijks in de stapeling van ‘productiemiddelen’ werden ingezet. Het marginale pricing system zou te grote schade oplopen voor de belanghebbende producenten bij de verhoogde inzet van windmolens: het zou namelijk de marktprijs doen instorten.

De consument zal bij de huidige praktijken verder en grondig gepluimd worden en een tsunami van onbetaalbare facturen kondigt zich aan, ook en vooral voor KMO’s.

Grote winst

In Frankrijk kondigde een oliemultinational spontaan een symbolische korting aan van 20 eurocent per liter aan de benzinepomp. Dit kwam na rapportering van een toename ten opzichte van voorgaande jaren van meerdere miljarden winst. In Duitsland sluit men alleen nog elektriciteitsleveringscontracten aan € 700 per megawatt per uur, en meer. Het Saoedische Aramco rapporteert een record-jongstekwartaalwinst van 48 miljard dollar. Zou het kunnen dat de gele hesjes aanstaande november-december noodzakelijkerwijs terugkomen?

Ingrijpen na de prijs- en winstvorming via een belasting op de overwinsten is geen optie omdat het te laat komt en niet ingrijpt in de wortel van het probleem. En dat probleem is het falende pricing system. Er moet dringend ingegrepen worden op de prijsvorming zelf en op het toezicht in de stapeling van productiemiddelen. En prijsmaxima zullen een maatschappelijke revolutie voorkomen.

Concurrentie tussen technologieën heeft onbedoelde en onberekenbare neveneffecten en nopen tot dringende herziening van het gevoerde prijsbeleid.

Voetnoot:

Om aan de vraag te voldoen worden langs de aanbodzijde de productiemiddelen ‘gestapeld’ totdat er voldoende aanbod is om aan de vraag te voldoen. Hierbij worden de productiemiddelen met de laagste variabele kosten (marginale kosten) eerst ingezet, en daarna de duurdere, totdat er voldoende aanbod is. De prijs wordt dan gevormd door de marginale kost van de marginale centrale, de laatste en dus duurste kost van al de centrales die ingezet worden.

In de praktijk is de gascentrale meestal de centrale die als laatste ingezet wordt. Hierdoor bepaalt de variabele kost (dit is de kost van het gas) van de gascentrale de facto ook de marktprijs. Ook binnen de groep van gascentrales zijn er goedkopere en duurdere, zodat het mogelijk is dat de modernste gascentrales ook nog bijkomend winst maken bij de inzet van oudere, minder efficiënte en dus duurdere gascentrales.

De ervaring heeft me geleerd dat bovenop de theoretische prijs (zoals hiervoor beschreven) nog een marge van € 10 per megawatt per uur en meer wordt gerealiseerd.

Aramco

Schelden op de oliekabouters

Rovers en predatoren in de energiemarkt