Overcapaciteit II: vooral Electrabel, Delta en Eon zullen getroffen worden

25 januari 2011 -  De komende decennia zullen veel energiecentrales stil komen te staan door de te verwachten overcapaciteit. De theorie leert dat dat de centrales zullen zijn met de hoogste marginale kosten. Dat zijn de oudere gascentrales en mogelijk ook de oudere kolencentrales. Als de CO2-prijs instort en als opslag van CO2 niet verplicht wordt, waar het niet naar uitziet, dan zullen mogelijk ook nieuwe gascentrales uit komen te staan. Vraag is of de praktijk overeenkomt met de theorie. Dit zullen we in dit artikel onderzoeken.

Weerbarstige praktijk
We kunnen marginale kosten voor het gemak gelijkstellen aan variabele kosten, de kosten die proportioneel oplopen met de productie (brandstofkosten, onderhoudskosten, CO2-uitstootrechten, etc.). De theorie is dus dat de centrales met de laagste variabele kosten ingeschakeld worden, net zolang totdat aan de vraag naar stroom is voldaan. Maar zal dit ook de praktijk zijn? Er is een aantal zaken die de uitkomst van de theorie in de war kan gooien. Dat zijn de volgende zaken:

  • Gascentrales zijn meer flexibel dan kolencentrales
  • Energiebedrijven hebben mogelijk een voorkeur voor de eigen centrales
  • Het verschil tussen de variabele kosten en de totale kosten

Flexibiliteit is ook wat waard
Het eerste argument is welbekend. Gascentrales kunnen makkelijker op- en afgeregeld worden dan kolencentrales, wat ze meer geschikt maakt om plotselinge vraagfluctuaties op te vangen. Ook kunnen gascentrales snel ingezet worden als er zich veranderingen in het aanbod voordoen, bijvoorbeeld door de uitval van centrales. Ook duurzaam vermogen (windmolen, zonne-energie) leidt tot wilde uitslagen in het aanbod, want de wind kan immers snel gaan liggen en de zon kan zich plotseling achter de wolken verschuilen. Op- en afregelen van kolencentrales gaat gepaard met efficiëntieverlies waardoor de gemiddelde variabele kosten omhoog gaan als de centrale vaak op – en af moet regelen. In andere woorden: de merit order ziet er anders uit als het gaat om het leveren van basislast (een constante hoeveelheid) dan als het gaat om het leveren van flexibiliteit.

Eigen stroom eerst
Een tweede punt dat de theorie in de war kan sturen heeft te maken met het eigendom van centrales. De meeste grote energiebedrijven in Nederland zijn zowel leverancier als producent. Bedrijven als Nuon en Essent moeten elke dag een bepaalde hoeveelheid stroom leveren aan hun klanten; dit kunnen ze inkopen of zelf opwekken in hun centrales. Dat inkopen kunnen ze doen op de stroombeurs of onderhands. Nu zegt de theorie dat als de variabele kosten van een centrale van, bijvoorbeeld, Essent hoger zijn dan die van concurrenten, Essent de stroom inkoopt bij deze concurrenten, hetzij onderhands (OTC) of via de beurs. Dit is wat de theorie vereist, want alleen dat kan er voor zorgen dat, landelijk gezien, de goedkoopste centrales ingezet worden. Maar werkt het ook in de praktijk?

Mitsen en maren
Er zijn een aantal 'maren': de eerste is dat de concurrent, zeg Nuon, een winstopslag zal vragen als het bedrijf de stroom aan Essent verkoopt. Daarmee worden de variabele kosten een stukje hoger, in vergelijking met die van de eigen centrale. Daarnaast kost het tijd en energie voor Essent om stroom in te kopen, wat wederom tot hogere kosten van de stroom van Nuon leidt. Naarmate de vereiste flexibiliteit groter is zullen de kosten van de Nuon-centrale verder stijgen, want dat vereist meer passen en meten van de zijde van Essent. En zelfs als de stroom van Nuon dan nog steeds goedkoper is, is het de vraag of Essent de eigen centrale uitlaat. Zal Essent een eigen gascentrale laten verpieteren door de stroom ergens anders in te kopen, alleen omdat die daar ietsjes goedkoper is? Mogelijk dat andere factoren dan een rol gaan spelen zoals onderhoud op lange termijn, kennis en kunde van het personeel, etc.
We kunnen dus aannemen dat de eigen centrales een streepje voor hebben bij bedrijven die klanten moeten bedienen Oftewel: centrales van bedrijven die veel klanten hebben zullen sneller aangezet worden. Dat zijn de centrales van Essent, Nuon en Eneco. De vuur in de ketels van de centrales van Electrabel, Advanced Power en Eon, bedrijven die niet of nauwelijks klanten in Nederland hebben, zal daarentegen uit blijven. Ook Delta komt in de gevarenzone. De productie van dit bedrijf komt ver uit boven de eigen vraag en het bedrijf zal dus stroom op de markt moeten gaan aanbieden. Vraag is of er kopers zijn.

Waar blijven de vaste kosten?
Een derde factor die een rol speelt is het verschil tussen variabel kosten en totale kosten. Als afnemers altijd alleen maar de variabele kosten willen betalen dan komt een centrale niet uit de kosten. Want de totale kosten bestaan behalve uit variabele ook uit vaste kosten, zoals overhead (management) en de kapitaalkosten, ofwel de kosten van de investering. Dus bedrijven zullen een hogere prijs willen krijgen dan de variabele kosten, vooral als hun centrales nog niet afgeschreven zijn. Naarmate de vaste kosten van een centrale hoger zijn, zal die centrale meer in het nadeel zijn. De vaste kosten (investeringskosten) van kerncentrales zijn een stuk hoger dan die van kolencentrales en die zijn weer hoger dan die van gascentrales.
Vraag is of energiebedrijven erin slagen alle kosten terug te verdienen. Tot nog toe wel. Ze hebben altijd heel behoorlijke winsten laten zien, dus de prijs die ze krijgen voor hun stroom moet hoger zijn geweest dan de variabele kosten, ervan uitgaande dat hun centrales niet allemaal zijn afgeschreven. Hoe dat in zijn werk gaat is mij niet precies bekend. Feit is wel dat de uiteindelijke afnemers, u en ik dus, een prijs van zo’n 80 euro per MWh betalen, veel meer dan de variabele kosten. Vraag is waar die winstmarge precies terecht komt.

Waar gaat de winstmarge heen?
Verticaal geïntegreerde bedrijven (die zowel centrales als klanten hebben) lijken in het voordeel, want zij strijken in ieder geval de gehele winstmarge op. Bedrijven met alleen centrales, maar geen of weinig eindklanten lijken in het nadeel te zijn. Het is de vraag in hoeverre zij hun vaste kosten kunnen doorrekenen aan hun grote concullega’s, die van hen stroom afnemen. Als we kijken naar de prijzen op de beurs dan lijken die vrij dicht tegen de variabele kosten aan te liggen. Bedrijven als Eon, Delta, Advanced Power en Electrabel zullen dus waarschijnlijk lijden als gevolg van de overcapaciteit. Mogelijk hebben ze wel hun centrales aanstaan, omdat de prijzen hoger zijn dan de variabele kosten, maar lijden ze toch nog verlies omdat ze hun vaste kosten niet terug kunnen verdienen. Maar wat ook kan: energiebedrijven zijn in staat om de prijzen kunstmatig hoog te houden. Zoveel bedrijven zijn er niet en ze kennen elkaar goed.

Terugkerende namen
Er is dus een aantal namen dat steeds terugkomt: Eon, Electrabel, Advanced Power en Delta. Dit zullen de bedrijven zijn die gaan lijden onder de overcapaciteit. Een complicatie bij deze stelling is echter dat bedrijven als Eon en Electrabel op hun thuismarkten (Duitsland en België) natuurlijk wel veel klanten hebben. Als de prijzen op de stroombeurzen (die tegenwoordig verbonden zijn) laag zijn, kunnen zij daar aan de andere kant van de grens weer van profiteren. Dus echt medelijden met Electrabel een Eon hoeven we niet te hebben. Maar omdat alle stroom die de grens over gaat op de beurs moet worden verkocht, zal het argument van 'eigen centrales eerst' voor de buitenlandse bedrijven geen rol spelen. Eon Duitsland zal bij aankoop op de beurs geen specifieke wens voor de stroom uit de eigen centrale uit Nederland kenbaar kunnen maken (handel is anoniem). Dus de aanwezigheid van veel klanten in die Heimat maakt niet dat de centrales aan komen te staan.

In een volgend stuk komen de rol van duurzame energie en WKK en de invloed op de prijzen aan bod.

Copyright © Geldengroen.net

Deel dit artikel

Submit to FacebookSubmit to TwitterSubmit to LinkedIn