Marktmonitor, ontwikkeling van de
groothandelsmarkt voor elektriciteit in 2006
Nederlandse Mededingingsautoriteit - Directie Toezicht Energie Den Haag, december 2007
Projectnummer: 102641
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 elektriciteitsproductie1: 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)piekuren2. 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 2006 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 2006 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
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 2005 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 2007 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 2006 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 2007 een sterke verbetering te kunnen zien van de benutting op de Belgische grensverbinding als gevolg van invoering van marktkoppeling eind 2006. Marktkoppeling met Duitsland zal, vanaf januari 2009, moeten leiden tot een betere benutting van de grensoverschrijdende infrastructuur met Duitsland.
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 2007 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 zelf4 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 2008, en komen de onbalansmarkten met elkaar in verbinding te staan vanaf 2009.
Inhoudsopgave
Samenvatting... 2
1 Inleiding ... 6
2 Belangrijkste ontwikkelingen in 2006... 8
3 Mededinging op de Nederlandse groothandelsmarkt ... 9
3.1 Inleiding... 9
3.2 Mededingingsindicatoren ...10
3.3 Structuur van de markt ... 11
3.4 Gedrag: inzet van centrales ...16
3.5 Marktuitkomsten: prijzen en winstgevendheid... 17
3.6 Interpretatie: samenhang tussen structuur en marktuitkomsten ... 21
4 Liquiditeit op de verschillende marktplaatsen... 24
4.1 Inleiding... 24
4.2 Marktplaatsen ... 24
4.3 Liquiditeitsindicatoren ...25
4.4 Handel op de spotmarkt APX ... 26
4.5 Handel in gestandaardiseerde OTC termijncontracten... 28
4.6 Transacties op de TenneT onbalansmarkt ... 30
4.7 Arbitrage en substitutie...32
4.8 Transparantie ... 33
4.9 Internationale vergelijking ... 35
5 De Nederlandse markt in Noordwest-Europees perspectief ... 42
5.1 Inleiding... 42
5.2 Het Nederlandse productiepark ...43
5.3 Landsgrensoverschrijdende verbindingen ...45
5.4 Congestie op de interconnectoren ... 47
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
niet-discriminatoir 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
Leeswijzer
2 Belangrijkste ontwikkelingen in 2006
In 2006 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 2006. 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 2006 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 2006 worden op initiatief van EnergieNed en APX productiedata gepubliceerd. Aanvankelijk op de APX site, per juni 2007 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 2007 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 2006 hebben producenten nieuwe investeringsplannen bekendgemaakt nadat in 2005 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 2009 tot aan 2013.
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 2006, wat vergelijkbaar is met het niveau in 2005. De concentratiegraad voor gerealiseerde productie ligt in 2006 gemiddeld op 1984, wat bijna 250 punten lager is dan in 2005. 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 2006 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)piekuren5. 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
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
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
3.3.1 Concentratiegraad
De concentratiegraad voor opgesteld vermogen (uitgedrukt in HHI) bedraagt 1995 in 2006, wat vergelijkbaar is met het niveau in 2005. De concentratiegraad voor gerealiseerde productie ligt in 2006 gemiddeld op 1984, wat bijna 250 punten lager is dan in 2005. 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 0 (volledige mededinging) en de 10.000 (monopolie). Bij een waarde hoger dan 1800 is sprake van een sterk geconcentreerde markt, bij een waarde tussen 1200 en 1800 spreekt men van een matig geconcentreerde markt.
8
HHI opgesteld vermogen
De HHI opgesteld vermogen wordt berekend op het maximaal vermogen van de productie-eenheden.9 De
waarde van deze HHI voor 2006 komt uit op 1995. Indien tevens rekening wordt gehouden met
importcapaciteit bedraagt de HHI 1719.10 Deze waarden komen min of meer overeen met die van 2005.
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 kosten11. 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% 2654
2 50% 2315
3 75% 3248
4 100% 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 2006 komt gemiddeld uit op 1984. Indien tevens rekening wordt gehouden met importen bedraagt deze gemiddeld 1643.13 Vergeleken met 2005 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 80% van de aanwezige productiecapaciteit in Nederland.
10
Beschikbare importcapaciteit is in blokken van 400 MW toegewezen aan de vijf grootste producenten en het restant in blokken van
400 MW aan nieuwe partijen. Deze 400 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 400 MW in acht is genomen.
gerealiseerde productie (exclusief importen) bijna 250 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: 07.00 – 23.00 uur 2039
Superpiek uren: 09.00 – 18.00 uur 2062
Flankuren: 07.00 – 09.00 en 18.00 – 20.00 uur 2034
Niet-piekuren: 23.00 – 07.00 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 1800 punten voor een sterk geconcentreerde markt uitkomt is zeer beperkt. Vergeleken met 2005 waarin alle uren een HHI hoger dan 1800 haalden is hier sprake van vooruitgang Ook is in 2006 de staart rechts in de verdeling grotendeels verdwenen. Ter vergelijking: in 2005 lagen nog een aanzienlijk aantal uren in de range van 2400 tot 2900 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 2039 punten tijdens piekuren is de markt nog altijd sterk geconcentreerd.
Figuur 1: histogram HHI Gerealiseerde productie tijdens piekuren 2006
0 50 100 150 200 250 300 350 400 17 00 17 50 18 00 18 50 19 00 19 50 20 00 20 50 21 00 21 50 22 00 22 50 23 00 23 50 24 00 HHI F requen tie ( aant al ur en)
3.3.2 Onmisbaarheid van afzonderlijke producenten
De pivotal supplier index komt voor 2006 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 2006 en verbijzonderd naar piekuren 0,99. De mate waarin marktspelers onmisbaar zijn fluctueert overigens sterk: in bijna een vijfde van de piekuren komt de RSI niet uit boven de 0,9, dat wil zeggen dat de gezamenlijke capaciteit van de andere spelers maximaal 90% 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 0 als dit niet het geval is. Dit is voor ieder uur in 2006 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 2006 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 2006 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
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 2006. 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 2006 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 2006 bedraagt de RSI 1,18. Gedurende piekuren ligt de RSI gemiddeld op 0,99 en tijdens superpiek uren op 0,95.
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 0,9. In deze uren dient de pivotal supplier op z’n minst 10% van de marktvraag voor zijn rekening te nemen.
Figuur 2: histogram RSI in piekuren 2006
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 0, 75 0,8 0, 85 0,9 0, 95 1 1, 05 1,1 1, 15 1,2 1, 25 1,3 1, 35 1,4 1, 45 1,5
Residual supply index
F requent ie ( aant al ur en)
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
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 2006 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 2006 gesimuleerd.16 In dit model is rekening gehouden met
mustrun-eigenschappen, 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 2006 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 2006, oktober 2007.
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 2006 verder opgelopen. Ten opzichte van de relatieve lage spreads in de jaren 2004 en 2005, zijn in 2006 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.
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 2006.19 Het laatste kwartaal was de spark spread meer dan 40 Euro/MWh,
een niveau dat de twee voorafgaande jaren niet werd bereikt. De elektriciteitsprijs is evenals in 2005 de tweede helft van 2006 sterk gestegen. Door de oplopende gasprijs in 2005 lag de spark spread destijds rond de 20 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 2006 verder kon toenemen. Voor deze berekening van de spark spread is uitgegaan van TTF gasprijzen. In Q4 2006 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.20 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 2004-2006 (voortschrijdend gemiddelde 30 dagen) 0 20 40 60 80 100 120 140 1-2004 1- 4-2004 1- 7-2004 1- 10-2004 1-2005 1- 4-2005 1- 7-2005 1- 10-2005 1-2006 1- 4-2006 1- 7-2006 1- 10-2006 Eu ro /M Wh 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 2005 duidelijk in opwaartse richting. De spark spread bleef lange tijd rond de 10 Euro/MWh vanwege de eveneens oplopende gasprijs. Halverwege 2006 bereikte de gasprijs een plafond van 30 Euro/MWh waarna deze in enkele maanden tijd is teruggezakt naar 20 Euro/MWh. Onder invloed van een blijvend hoge elektriciteitsprijs is de spark spread, na een dip in het tweede kwartaal, toegenomen tot 20 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
price-cost 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=0,20196)
20
Een gevoeligheidsanalyse wijst uit dat ook met hogere gasprijzen in Q$ 2006 de spark spread ruim boven het niveau van 2005 blijft.
21
Bij de berekening voor jaarcontracten is geen rekening gehouden met CO2 (emissierechten worden gratis verkregen, hier niet
Figuur 5: spark spread jaarcontracten en onderliggende prijzen, basis 2004-2006 (voortschrijdend gemiddelde 30 dagen) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1-2004 1- 4-2004 1- 7-2004 1- 10-2004 1-2005 1- 4-2005 1- 7-2005 1- 10-2005 1-2006 1- 4-2006 1- 7-2006 1- 10-2006 Eu ro /M Wh 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 2005 als in 2006 beneden de 10 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 2004-2006 (voortschrijdend gemiddelde 30 dagen) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1-2004 1- 4-2004 1- 7-2004 1- 10-2004 1-2005 1- 4-2005 1- 7-2005 1- 10-2005 1-2006 1- 4-2006 1- 7-2006 1- 10-2006 Eu ro /M Wh e-prijs jaar k-prijs jaar dark spread jaarcontracten Bron: Platts Price-cost margin
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 2006 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 2006 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 2006 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 2006
0 50 100 150 200 250 300 -7 0 % -6 0 % -5 0 % -4 0 % -3 0 % -2 0 % -1 0 % 0% 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 140 % 150 %
Price-cost margin index
F reque nt ie ( aa nt al u re n)
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
3.6 Interpretatie: samenhang tussen structuur en marktuitkomsten
De twee indicatoren voor marktstructuur (HHI van de gerealiseerde productie en de RSI) blijken nauw samen te hangen: hoe hoger de HHI (d.w.z. hoe geconcentreerder de productie plaats vindt), hoe lager de RSI (d.w.z. hoe minder misbaar sommige spelers zijn). Samenhang blijkt ook te bestaan tussen indicatoren van marktuitkomsten: de mark-up en de prijs voor elektriciteit. Opwekkingskosten zijn dus beperkt
verantwoordelijk voor variaties in prijzen. Tot slot blijkt de RSI nauw samen te hangen met de mark-up: de price-cost margin is groter naarmate de residual supply index lager ligt, waarbij duidelijk hogere mark-ups waarneembaar zijn zodra er sprake is van een pivotal supplier (RSI beneden de 1). Dit duidt erop dat de hoge concentratiegraad en het regelmatig onmisbaar zijn van één of meerdere spelers doorwerken in de
marktuitkomsten.
De structuurindicatoren geven aan dat de groothandelsmarkt elektriciteit een sterk geconcentreerde markt is waarin regelmatig één of meerdere spelers pivotal zijn. Figuur 8 geeft per uur de gemiddelde waarden van de HHI en de RSI door de dag heen. De grafiek laat zien dat de markt het meest geconcentreerd is tijdens superpiek uren (tussen uur 10 en 18) en dat gedurende deze uren de mate waarin één of meerdere spelers pivotal zijn het grootst is. De ontwikkeling van de HHI en de RSI vertoont over de dag een duidelijk patroon. In de ochtenduren neemt de concentratie toe en daalt de RSI snel, vervolgens vertonen beide indicatoren overdag een redelijk stabiel beeld, waarna in de avonduren de concentratie afneemt en de RSI oploopt.
Figuur 8: HHI gerealiseerde productie en RSI, gemiddeld over het jaar voor elk piekuur
1800 1900 2000 2100 2200 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 uur HH I 0,8 0,9 1 1,1 1,2 RS I HHI RSI
Bron: productiedata elektriciteitsproducenten en beschikbaarheidsdata TenneT
Figuur 9: APX-prijs en mark-up, gemiddeld over het jaar voor elk piekuur 0 20 40 60 80 100 120 140 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 uur AP X € /M W h -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% M a rk -u p (p c m i) APX mark-up
Bron: APX en productiedata elektriciteitsproducenten
Uit combinatie van de figuren 8 en 9 blijkt dat de RSI en de mark-up samenhangen. Een RSI waarde kleiner dan 1 (pivotal supplier) correspondeert met een positieve mark-up. Bij een dalende RSI in de ochtenduren neemt de mark-up toe en bereikt een piek in uur 12 waar de RSI zijn laagste waarde haalt. Daarna blijft de RSI geruime tijd beneden de 1 en is de gemiddelde mark-up voor al deze uren positief. Vanaf het moment dat de RSI weer in de buurt van de 1 en hoger komt, wordt de mark-up negatief. Figuur 10 illustreert direct het (negatieve) verband tussen RSI en mark-up. De figuur laat ook zien dat duidelijke hogere mark-ups zich voordoen bij een RSI lager dan 1, wanneer dus één of meerdere spelers pivotal zijn.
Figuur 10: spreiding RSI en mark-up tijdens piekuren
-200% -100% 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 900% 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6
residual supply index
pr ic e-c os t m ar gi n i ndex
Bron: productiedata elektriciteitsproducenten, beschikbaarheidsdata TenneT en APX
Uit de uitgevoerde statistische analyse, waarbij we hebben gecorrigeerd voor het effect van werkelijke schaarste23, blijkt de RSI een significant negatief effect te hebben op de hoogte van de mark-up. Naarmate de
residual supply index lager ligt, neemt de price-cost margin toe. De hoge concentratiegraad en het regelmatig onmisbaar zijn van één of meerdere spelers werken dus door in de marktuitkomsten. Oftewel, de hoge concentratie in de elektriciteitsmarkt in 2006 heeft een prijsopdrijvend effect gehad.
23
‘back-of-the-envelope’ berekening van effect marktintegratie
Het gevonden statistisch verband tusen de residual supply index en de price-cost margin biedt de
4 Liquiditeit op de verschillende marktplaatsen
De liquiditeit van de Nederlandse groothandelsmarkt is in 2006 nauwelijks verbeterd. In voorgaande jaren heeft de monitor ook geconstateerd dat er weinig veranderingen optreden. Daarmee is de liquiditeit in Nederland blijkbaar op een niveau dat verwacht mag worden bij de huidige mate van marktintegratie. Op de APX (spotmarkt) is in 2006 het verhandelde volume gestegen met 17% tot 19,2 TWh en is er meer marktdiepte waardoor de prijsgevoeligheid van extra vraagbiedingen lager ligt dan in voorgaande jaren. Op Endex (termijnmarkt) is in 2006 het totale volume met 25% gestegen tot 131,3 TWh. Hierbij is een
verschuiving waar te nemen van handel op de futures exchange (gestart in 2005) naar de OTC clearing: de handel in gestandaardiseerde OTC contracten is met bijna 40% afgenomen.
Nederland scoort nog steeds ongunstig in vergelijking met het buitenland: Nederland kende meer prijspieken (APX) en een toenemende bied-laatspreiding (OTC). Op de Nederlandse spotmarkt is het aantal keren dat de APX prijs boven de 100 Euro/MWh uitkwam met een kwart toegenomen. In Q1 2006 zijn bijzonder veel prijspieken te noteren. Het gemiddelde prijspeil ligt ook hoger dan in voorgaande jaren. Vergeleken met de buitenlandse beurzen EEX en Powernext kent de APX een hoger prijsniveau en laat de APX de meeste prijspieken zien. Op de Nederlandse OTC markt liggen de prijzen voor termijncontracten in 2006 hoger dan in Duitsland en Frankrijk. De bied-laatspreiding is in 2006 (meer dan) verdubbeld ten opzichte van 2005 voor termijncontracten pieklast. Q2 2006 geeft een uitzonderlijk hoge spreiding te zien. Vergeleken met Duitsland en Frankrijk ligt de bied-laatspreiding in Nederland drie keer zo hoog (termijncontracten pieklast). De volatiliteit in Nederland is overigens ongeveer hetzelfde gebleven en ligt beneden die van Duitsland en Frankrijk.
De geconstateerde verschillen met buurlanden impliceren dat er nog geen sprake is van internationale convergentie in liquiditeit. De stijgende volumes en toenemende marktdiepte op de APX zijn gerealiseerd binnen Nederland, wat een gunstig teken is. Gelet op de verschillen in liquiditeit met buurlanden, met name bied-laatspreiding op de OTC, is er echter nog veel te winnen.
4.1 Inleiding
In dit hoofdstuk staat de ontwikkeling van de liquiditeit op de verschillende marktplaatsen centraal. In een liquide markt kunnen standaard transacties over het algemeen snel worden uitgevoerd, dat wil zeggen er kan voor iedere transactie snel een tegenpartij worden gevonden, en er kan per transactie een groot volume worden verhandeld zonder dat dit een merkbaar effect heeft op de prijs (“de markt heeft voldoende diepte”). Liquiditeit minimaliseert de transactiekosten en wekt vertrouwen bij marktpartijen. Dit trekt weer meer partijen aan waardoor de liquiditeit verder verbetert.
4.2 Marktplaatsen
Alvorens in te gaan op de liquiditeitsindicatoren volgt eerst een korte beschrijving van de marktplaatsen. De verschillende marktplaatsen op de groothandelsmarkt elektriciteit zijn:
- bilaterale markt (termijn en spot) - OTC (termijn en spot)
- APX (spot) - TenneT (onbalans)
Producenten en leveranciers kunnen onderling de specificaties van contracten overeenkomen. Omvang, duur en termijn van elektriciteitslevering worden hierin vastgelegd. Op deze bilaterale markt worden voornamelijk termijncontracten maar ook spotcontracten (day-ahead, intra-day) afgesloten.
Gestandaardiseerde contracten zijn beschikbaar op de OTC (over the counter) markt en op de beurzen APX en Endex. Voor standaard hoeveelheden elektriciteit zijn op deze marktplaatsen contracten met verschillende looptijden en verbijzonderd naar meerdere termijnen in omloop. Op de OTC markt brengen makelaars vraag en aanbod van termijn- en spotcontracten elektriciteit bij elkaar. Op de beurzen kunnen partijen zonder tussenkomst van makelaars handelen. Termijncontracten elektriciteit worden verhandeld op het elektronisch handelsplatform Endex (zowel fysieke als financiële producten). Het elektronisch handelsplatform APX is ingericht voor de spotmarkt elektriciteit.
Daarnaast is er de onbalansmarkt. Deze markt wordt onderhouden door TenneT, de beheerder van het landelijke hoogspanningsnet, ter handhaving van de systeembalans.
Producenten en leveranciers zijn doorgaans actief op alle marktplaatsen. Pure handelaren zijn actief op alle marktplaatsen met uitzondering van de onbalansmarkt en de bilaterale markt. Grote afnemers sluiten met name op de bilaterale markt contracten af. Illustratief voor de handel op verschillende marktplaatsen is de inkoopcyclus die een leverancier doorloopt. Om aan de leveringsverplichtingen te voldoen, kopen
leveranciers doorgaans in meerdere fasen in, zowel in binnen- als buitenland (import). Twee à drie jaar tot een maand voorafgaand aan de levering wordt het grootste deel van de verwachte vraag ingekocht via bilaterale contracten en gestandaardiseerde (lange) termijncontracten. Hoe dichter het leveringsmoment nadert, hoe preciezer de vraag kan worden ingeschat. Met kortlopende termijncontracten en day-ahead contracten wordt het grof ingekochte profiel dan meer in overeenstemming gebracht met het werkelijk te leveren profiel. Op de leveringsdag zelf wordt het profiel gladgestreken, ofwel via intra-day contracten ofwel als het niet anders kan via de onbalansmarkt.
4.3 Liquiditeitsindicatoren
De mate van liquiditeit in de markt wordt gemeten met de volgende indicatoren: - verhandelde volume
- aantal partijen
- beschikbare contracten - volatiliteit van prijzen
- gevoeligheid van prijzen (voor extra vraag) - spreiding tussen bied- en laatkoersen
Langs deze weg brengt het monitorrapport de ontwikkeling van de liquiditeit op de groothandelsmarkt voor elektriciteit in kaart. Achtereenvolgens komen de marktplaatsen APX (spot), Endex / OTC (termijn) en TenneT (onbalans) aan bod. Wegens gebrek aan vergelijkbaarheid wordt niet nader ingegaan op de bilaterale markt. Vervolgens komt arbitrage tussen marktplaatsen aan de orde en wordt gekeken naar de mate van informatievoorziening (transparantie). Een internationale vergelijking van liquiditeit sluit dit hoofdstuk af.
4.4 Handel op de spotmarkt APX
Het verhandeld volume op de APX is in 2006 met 17% toegenomen tot 19,2 TWh. Meer handelaren zijn actief en de concentratie is gedaald. Bij een gemiddeld hoger prijspeil in 2006 nam het aantal prijspieken (hoger dan 100 €/MWh) ten opzichte van 2005 met een kwart toe. In Q1 2006 zijn bijzonder veel prijspieken te noteren. Tegelijkertijd lijkt er meer diepte in de markt te zijn, de prijsgevoeligheid van extra vraagbiedingen ligt 2% lager dan in 2005 en 10% dan in 2004. In 2006 is de APX gestart met een intraday markt.
APX is een marktplaats voor handel in dagvooruit contracten. Voor ieder individueel uur komt een prijs tot stand op basis van een veiling. Om de liquiditeit op de APX in beeld te krijgen wordt gekeken naar
verhandelde volumes, aantal en marktaandeel van handelaren, beschikbare contracten, prijspieken en prijsgevoeligheid.
4.4.1 Verhandeld volume
In 2006 is het verhandelde volume op de daghandel APX voor het derde opeenvolgende jaar toegenomen en komt nu uit op ruim 19 TWh, zoals te zien is in figuur 11.
Figuur 11: verhandeld volume op de daghandel APX in TWh
14,1 11,7 13,4 16,4 19,2 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 2002 2003 2004 2005 2006 TW h Bron: APX
4.4.2 Aantal en aandeel handelaren
van de drie meest actieve handelaren hoger is dan 50% met ongeveer eenderde afgenomen, en is het aantal uren waarin de vijf meest actieve handelaren een aandeel in het handelsvolume van meer dan tweederde hebben met ruim 40% afgenomen.
4.4.3 Beschikbare contracten
Naast de dagvooruit markt is de APX in september 2006 gestart met een intraday markt. Op deze markt kunnen kwartieren elektriciteit worden verhandeld tot twee uur voor levering. Het volume in 2006 op de intraday markt is uitgekomen op 103 GWh.
4.4.4 Prijspieken
Gedurende ruim 90% van de uren in 2006 was het prijspeil van de APX minder dan 100 Euro/MWh (zie figuur 12a).
Het aantal keren dat de APX boven de 100 Euro/MWh piekt is in 2006 toegenomen ten opzichte van eerdere jaren. Ook het gemiddeld prijspeil van de APX is in 2006 gestegen. Opvallend is het hoge prijspeil en
daarmee samenhangende grote aantal pieken (prijs hoger dan 100 Euro /MWh) in het eerste kwartaal. Figuur 12b laat zien dat dit een duidelijke voortzetting is van het prijsniveau en bijbehorende prijspieken uit het laatste kwartaal van het vorige jaar. Vanaf het tweede kwartaal lijken de prijzen zich weer enigszins te stabiliseren, maar ligt het gemiddelde hoger dan voorheen en zijn er ook meer prijspieken te noteren. Figuur 12: (a) APX prijzen 2006 en (b) APX gemiddelde/aantal prijspieken per kwartaal voor 2004-2006
0 10 20 30 40 50 60 70 80 Q 1 2 004 Q2 Q3 Q4 Q 1 2 005 Q2 Q3 Q4 Q 1 2 006 Q2 Q3 Q4 Eu ro /M Wh 0 100 200 300 400 500 a antal pr ijs p ie k e n
APX gemiddelde prijspieken
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 25 50 75 100 125 150 175 200 Meer Euro/MWh F requent ie u ren 0% 20% 40% 60% 80% 100% cu m u la tie f Frequentie Cumulatief % Bron: APX
4.4.5 Prijsgevoeligheid
Een simulatie van extra vraagbiedingen geeft inzicht in de marktdiepte van de APX. Deze wordt uitgedrukt in prijsgevoeligheid, het percentage prijsstijging als gevolg van de extra vraag. Indien 500 MW meer gevraagd zou worden op de APX tegen maximum prijzen, dan is de prijsstijging in 60% van de uren minder dan 10% en in 80% van de uren minder dan 25% (zie figuur 13a).
Figuur 13: (a) prijsgevoeligheid APX 2006 en (b) APX gemiddelde/prijsgevoeligheid per kwartaal voor 2004-2006 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Q 1 2004 Q2 Q3 Q4 Q 1 2005 Q2 Q3 Q4 Q 1 2006 Q2 Q3 Q4 Euro/ M W h 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% pr ijs g ev oel ighei d
APX gemiddelde 500 MW extra
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Me e r Prijsgevoeligheid F re que nt ie ur e n 0% 20% 40% 60% 80% 100% cu m u la tie f Frequentie Cumulatief % Bron: APX
4.5 Handel in gestandaardiseerde OTC termijncontracten
Het totale verhandelde volume op Endex is in 2006 met 25% gestegen tot 131,3 TWh. Hierbij is een verschuiving waar te nemen van handel op de futures exchange (gestart in 2005) naar de OTC clearing: de handel in gestandaardiseerde OTC contracten is met bijna 40% afgenomen. Het aantal deelnemers op Endex is gegroeid. Op de OTC markt is de bied-laatspreiding in 2006 (meer dan) verdubbeld voor termijncontracten pieklast. Q2 2006 geeft een uitzonderlijk hoge spreiding te zien. Bij een hoger prijsniveau van OTC
contracten is de volatiliteit vergelijkbaar met eerdere jaren.
Gestandaardiseerde termijncontracten worden verhandeld op Endex of via makelaars (OTC). Om inzicht te krijgen in de liquiditeit van de termijnhandel wordt voor Endex gerapporteerd over verhandelde volumes, aantal handelaren en beschikbare contracten; voor OTC in het algemeen is gekeken naar spreiding tussen bied- en laatkoersen en dagelijkse prijsschommelingen (volatiliteit).
4.5.1 Verhandeld volume Endex
In 2006 is het totale volume op Endex evenals in 2005 toegenomen. Het gezamenlijk volume van OTC clearing en futures exchange (handel en clearing) komt voor 2006 uit op 131,3 TWh, een stijging van 25% . Deze groei is volledig toe te rekenen aan de clearing activiteiten. Na een voorspoedige start in 2005 is de handel in gestandaardiseerde OTC contracten op Endex met bijna 40% afgenomen, zoals te zien in figuur 14. Figuur 14: verhandeld en gecleared volume op Endex in TWh
Bron: Endex
4.5.2 Aantal handelaren Endex
Het aantal handelaren op Endex is zowel voor de OTC clearing als de futures exchange toegenomen.
Deelnemers aan OTC clearing (geautoriseerd voor het clearen van Nederlandse OTC contracten) zijn in 2006 met 7 toegenomen tot 25, bij de futures exchange is het aantal deelnemers (geautoriseerd voor het handelen in Nederlandse electriciteitscontracten) eveneens met 7 toegenomen tot 24.
In 2006 is daarnaast een clearing member toegetreden, in totaal zijn er nu acht clearing members. Een clearing member vervult de rol van service provider tussen de Endex deelnemer en het clearinghuis.
4.5.3 Beschikbare contracten Endex
Het aantal beschikbare standaard termijncontracten op Endex is in 2006 hetzelfde gebleven als in het laatste kwartaal van 2005. In dat kwartaal zijn drie nieuwe maandcontracten, twee nieuwe kwartaalcontracten en een nieuw jaarcontract geïntroduceerd, zowel voor basislast als voor pieklast. Totaal zijn daarmee op Endex 30 standaard termijncontracten beschikbaar.
4.5.4 Spreiding tussen bied- en laatprijzen
De bied-laatspreiding voor kwartaalcontracten ligt voor driekwart van de dagen in 2006 op of beneden de 2,5%. In ruim 15 procent van de dagen komt de bied-laatspreiding uit boven de 5% (zie figuur 15a). Voor kwartaalcontracten OTC is de bied-laatspreiding in 2006 sterk toegenomen ten opzichte van eerdere jaren, zoals zichtbaar in figuur 15b. Deze grotere spreiding gaat gepaard met een hogere prijs voor kwartaalcontracten. Opvallend is dat in het tweede kwartaal al een aanzienlijk grotere spreiding is waar te nemen, terwijl de prijs van kwartaalcontracten pas in het derde kwartaal sterk toeneemt. Ook bij
maandcontracten is dit patroon zichtbaar, maar daar ligt de spreiding in het derde kwartaal al weer beneden de 2%. Bij de jaarcontracten is eveneens de aanmerkelijk hogere spreiding alleen in het tweede kwartaal zichtbaar, waarbij de prijs meer geleidelijk toeneemt over de kwartalen.
Figuur 15(a) bied-laatspreiding kwartaalcontract OTC piek 2006 en (b)gemiddelde OTC/spreiding per kwartaal 2004-2006 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Q 1 20 04 Q2 Q3 Q4 Q 1 20 05 Q2 Q3 Q4 Q 1 20 06 Q2 Q3 Q4 Eur o /M W h 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% sp re id in g
OTC gemiddelde spreiding
4.5.5 Volatiliteit van de prijzen
Voor tweederde van de dagen in 2006 verandert de prijs van kwartaalcontracten van dag tot dag maximaal 1,5%. Op 15 dagen in 2006 week de prijs van een kwartaalcontract meer dan 5% af van de prijs de dag ervoor (zie figuur 16a).
De volatiliteit van kwartaalcontracten ligt in 2006 hiermee enigszins hoger dan in 2005, zoals figuur 16b laat zien. Daarmee heeft het aanmerkelijk hogere prijsniveau in 2006 zich slechts beperkt vergezeld gezien van grotere volatiliteit. De volatiliteit beweegt wel met het prijsniveau mee, maar deze ontwikkeling is meer gedempt. Bij maandcontracten is de volatiliteit in 2006 duidelijk afgenomen terwijl het prijspeil een stijgende lijn vertoont. Voor jaarcontracten is de volatiliteit vergelijkbaar met eerdere jaren met uitzondering van het tweede kartaal waarin de volatiliteit scherp toeneemt.
Figuur 16: (a) volatiliteit kwartaalcontract OTC basis 2006 en (b) gemiddelde OTC/volatiliteit per kwartaal 2004-2006
Bron: Platts
006 30% meer volume afgeroepen vergeleken met 2005.
0 10 20 30 40 50 60 70 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0% 3,5% 4,0% 4,5% 5,0% M eer Volatiliteit 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Frequentie Cumulatief % 0 20 40 60 80 100 120 140 Q 1 20 04 Q2 Q3 Q4 Q 1 20 05 Q2 Q3 Q4 Q 1 20 06 Q2 Q3 Q4 Eu ro /M W h 0,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0% v o la tili te it
OTC gemiddelde volatiliteit %
4.6 Transacties op de TenneT onbalansmarkt
Op de markt voor regel- en reservevermogen is in 2
Het aantal tijdseenheden waarin TenneT reservevermogen heeft moeten afroepen is verder gedaald; ten opzichte van de situatie in 2003 is dit gehalveerd. Kortom: in tijdseenheden dat er wordt afgeroepen, wordt er veel meer afgeroepen. Bij een gemiddeld hoger prijspeil in 2006 is het aantal prijspieken op de
onbalansmarkt afgenomen.
Op de markt voor regel- en reservevermogen geven partijen biedingen op waartegen zij bereid zijn meer of oduceren dan in programma’s is opgenomen. Op basis van een biedladder komt de
nbalansprijs tot stand. Tegen deze prijs verrekent TenneT de onbalans bij marktpartijen (veroorzaakt door af wijken van programma’s) voor elk kwartier. Achtereenvolgens worden hier belicht: volumes, aantal
partijen, ruimte in het regelvermogen en prijspieken onbalans.
Volumes op de markt voor regel- en reservevermogen
pen Ondanks dat er meer is afgeroepen over 2006 is het aantal programma tijdseenheden (PTE’s) afgenomen minder te pr
o te
4.6.1
n afroepen is in 2006 gedaald (zie figuur 17b). Beide zijn (meer dan) ehalveerd sinds 2003.
3-2006
ron: TenneT
Voor driekwart van het aantal PTE’s blijft de onbalansprijs de prijs op de onbalansmarkt meer dan 200 Euro/MWh Het gemiddelde prijspeil ligt in 2006 iets hoger dan in 2005, 250 Euro/MWh is afgenomen. Figuur 18b laat zien dat he jaar. Vergeleken met het laatste kwartaal van 2005 waarin aantal prijspieken in het eerste kwartaal van 2006 duidelij stijgende trend, wat overeenkomt met het prijsverloop op Figuur 18: (a) TenneT onbalansprijzen 2006 en (b) gem. on
ron: TenneT
waarin het aangeboden regelvermogen ontoereikend was. Ook het aantal PTE’s waarin TenneT reservevermogen heeft moete
g
Figuur 17: (a) volumes afgeroepen opregel- en reservevermogen 2003-2006 en (b) naar aantal PTE’s 200
B
4.6.2 Prijspieken op de markt voor regel- en reservevermogen
beneden de 100 Euro/MWh. In 8% van de tijd is geweest (zie figuur 18a).
terwijl het aantal PTE’s met een prijs boven de t eerste kwartaal duidelijk afwijkt van de rest van het
sprake is van een vergelijkbaar prijspeil is het k minder. Tegelijkertijd vertonen de prijzen zelf een de APX.
balansprijs/aantal prijspieken per kwartaal 2004-2006
B 0 0,05 0,1 0,15 2003 2004 2005 2006 0,2 TWh 0,25 0,3 0,35 afgeroepen reservevermogen afgeroepen opregelvermogen 0 100 200 300 2003 2004 2005 2006 aant 700 500 600
meer afgeroepen (totaal) dan regelvermogen aangeboden 400 al PT E afroepen reservevermogen 0 25 50 75 100 125 150 175 200 Meer Euro/MWh 1000 7000 8000 2000 3000 4000 Fr e 5000 6000 q ue nt i 40% cu m u la t e P T E 60% 80% ie f 0% 20% 100% Frequentie Cumulatief % 0 20 Q 1 2004 Q2 Q3 Q4 Q 1 2005 Q2 Q3 Q4 Q 1 2006 Q2 Q3 Q4 0 40 120 140 100 200 300 400 500 600 700 aant al pr ijs pi ek en 60 80 Eu ro /M W 100 h
