Zorgen over komende winter: Extreme stroomprijzen in Frankrijk kunnen de Nederlandse groothandelsmarkt raken.

Kerncentrales in de problemen

Eind 2021 kwamen er in Frankrijk tijdens een inspectie van één van de reactors van de Civaux kerncentrale veiligheidsrisico’s aan het licht. Bij de leidingen van een secundair veiligheidssysteem werd spanningscorrosie geconstateerd. Uit voorzorg werden toen twee gelijksoortige reactors van de Chooz B kerncentrale stilgelegd om ook daar inspecties uit te kunnen voeren. Aan het begin van 2022 voegde het elektriciteitsbedrijf EDF steeds meer kerncentrales aan het lijstje van te controleren centrales toe waardoor de beschikbaarheid van kerncentrales verder werd teruggedrongen tot een historisch dieptepunt voor die periode in het jaar. Dit terwijl Frankrijk voor een zeer groot deel afhankelijk is van kernenergie. 

Desondanks kwam het Franse elektriciteitsnetwerk niet in de problemen tijdens de winterperiode. Dit kwam voornamelijk door het milde weer. Door de hogere temperaturen was er minder vraag naar stroom en meer aanbod door windopwek. Daarnaast had de Franse overheid aan het begin van het jaar bepaald dat het relatief geringe aantal kolencentrales meer uren mochten draaien. Verder begon Frankrijk veel meer stroom te importeren uit buurlanden dan in voorgaande jaren.  

Normaliter eindigt de druk op het Franse elektriciteitsnetwerk tegen het einde van de winter in maart. Mede hierdoor was al bepaald dat per 31 maart enkele mechanismen werden uitgefaseerd die er op toezagen dat er meer stroom kon worden aangeboden op dagen waar er veel vraag was. Tegelijkertijd planden ook meerdere centrales een onderhoudsperiode na 31 maart en stopte een kolencentrale in het noordoostelijke Saint-Avold definitief met draaien op diezelfde datum. 

Tegen het einde van maart lieten de laatste weersvoorspellingen zien dat de kans toenam op een korte periode met veel kou aan het begin van april in Frankrijk. Op maandag 4 april kon de temperatuur zo’n 6 graden onder het seizoen gemiddelde komen waardoor de vraag naar stroom flink zou toenemen, aangezien er in Frankrijk voornamelijk via elektriciteit wordt verwarmd. Transmissienetbeheerder RTE bracht naar buiten dat de vraag naar stroom op zijn hoogtepunt zo’n 69 GW zou bedragen. De nucleaire beschikbaarheid bedroeg op dat moment zo’n 32 GW. RTE sprak tegelijkertijd uit zich geen zorgen te maken omdat het rekende op stroomimport uit buurlanden en zo’n 10 GW aan windopwek.  

Op 1 april maakte EDF bekend dat de onbeschikbaarheid van één van de vier kernreactors met een productiecapaciteit van ruim 900 MW van de Dampierre kerncentrale verlengd zou worden tot 5 april. Deze reactor was door een toevallige gebeurtenis niet beschikbaar vanaf 26 maart. Net na deze aankondiging nam het handelsvolume sterk toe en handelde het Franse stroomcontract voor levering op 4 april tegen de 850 €/MWh. Handelaren anticipeerden dus een dag waar op sommige uren de prijs wel eens heel hoog kon eindigen.  Op zaterdag 2 april zakte de temperatuurverwachting voor 4 april verder weg naar -5 en meldde RTE dat de vraag naar stroom op zijn piek wel eens 73 GW kon zijn tegen 9 uur ’s ochtends. De totale beschikbare opwekcapaciteit werd geschat op 65 GW en verwacht werd dat er 11 GW kon worden geïmporteerd. Tegelijkertijd zond RTE een zogeheten EcoWatt signaal uit dat stroomverbruikers aanspoorde om het elektriciteitsverbruik te matigen op 4 april.

Het is nog niet duidelijk of de activering van dit signaal tot een gereduceerde stroomvraag heeft geleid. Wellicht omdat het midden in het weekend geactiveerd werd voor een maandagochtend. Achteraf blijkt dat de nacht van 4 april de koudste nacht is in april sinds 1947.

Extreme prijzen

Bij de initiële day-ahead veiling op zondag 3 april werd in Frankrijk uiteindelijk het prijsplafond van 3,000 €/MWh geraakt tijdens uur 8. Uur 7 eindigde in eerste instantie op 2,759 €/MWh. Wanneer het prijsplafond geraakt wordt dient er een tweede veiling te worden gehouden voor alle Europese stroommarkten. Marktdeelnemers krijgen 15 minuten de tijd om hun orders opnieuw in te leggen. Hierbij mogen alleen aanpassingen aan orders worden gedaan die helpen om de prijs weg te houden van het plafond. Bij de tweede veiling werd het prijsplafond niet geraakt en uur 7 en 8 sloten respectievelijk op 2,712 €/MWh en 2,987 €/MWh. De uiteindelijke Franse spotprijs, het gemiddelde van 24 uur, was 551 €/MWh en lag daarmee bijna 300 euro lager dan waar het een paar dagen eerder nog handelde. 

Aan de aanbodkant voor uur 7 en 8 werd een groot deel van de volumes aangeboden tegen het minimum van -500 €/MWh, oftewel tegen elk aannemelijk bod. Een ander groot deel werd aangeboden tegen de 250 €/MWh, wat toentertijd ongeveer overeenkwam met de variabele kosten van (Franse) gascentrales. Slechts hele kleine beetjes werden aangeboden tegen prijzen tussen de 500 en 3000 €/MWh. Aan de vraagkant bood het overgrote deel van de marktdeelnemers het maximum van 3,000 €/MWh, een indicatie dat men wilde kopen tegen elke prijs. Hiermee proberen partijen zich ervan te verzekeren dat er genoeg stroom wordt gekocht voor afnemers. Slechts een klein deel plaatste zijn biedingen tussen de 0 en 500 €/MWh.  

Kijkend naar de vraag- en aanbodcurves voor deze uren is vooral te zien dat een relatief kleine verandering van 1 GW aan de vraag- of aanbodkant de prijzen in theorie significant had doen laten zakken met zo’n 1,000 tot 1,500 euro.

Weinig stroomimport uit Duitsland en België

Het bleek dat tijdens de uren die richting de 3,000 €/MWh schoten Frankrijk heel weinig stroom kon importeren. Zo kon het op beide uren zo’n 3,6 GW aan stroom importeren uit België en Duitsland. In het verleden, tussen januari 2021 en april 2022, was er voor de meeste uren ongeveer 8 GW beschikbaar aan importcapaciteit. 

Op de desbetreffende dag was de exportcapaciteit van Duitsland naar Frankrijk tijdens het 7e en 8e uur zeer beperkt omdat er veel stroom werd opgewekt met de windturbines die voornamelijk in het noorden van Duitsland staan. Deze stroom wordt vervolgens voor een groot deel naar het zuiden van Duitsland verscheept waar de vraag naar stroom vanuit de industrie het grootst is. Daarnaast wordt deze stroom ook via buurlanden zoals Nederland en België getransporteerd richting de verbruikers in het zuiden  via zogenaamde loop flows. Hierdoor worden de exportcapaciteiten van onder andere België beperkt. Verder was een groot deel van de (kern)centrales aan zowel de Frans-Belgische grens als de Frans-Duitse grens niet beschikbaar. Dit beïnvloedt de manier waarop de totale import- en exportcapaciteiten met België en Duitsland worden bepaald. Tenslotte waren er werkzaamheden aan een interconnectiekabel tussen België en Frankrijk. 

De manier waarop de capaciteiten tussen Frankrijk en Noord-Italië, Zwitserland, Spanje en Engeland worden berekend gebeurt via andere methodes, maar ook hier kende Frankrijk tegenslagen. Bij het vaststellen van de exportcapaciteit van Spanje naar Frankrijk werd in eerste instantie bepaald dat er slechts 1 GW beschikbaar was. Na overleg tussen RTE en het Spaanse REE veranderde dit in 2,5 GW. De totale capaciteit tussen Engeland en Frankrijk was ook gereduceerd tot 2 GW nadat 1 GW niet beschikbaar was door het uitbreken van een brand bij een interconnectiekabel eind 2021. Deze 2 GW werd volledig beschikbaar gesteld voor stroomimport uit Engeland.  

Beperkte impact op onbalans op 4 april

Volgens data van RTE bleek op 4 april dat de daadwerkelijke vraag tijdens de piek van 9 uur ’s ochtends inderdaad de 74 GW had aangeraakt. Gedurende de dag zelf kwam het elektriciteitsnet eigenlijk niet in de problemen. Sterker nog, kijkend naar de onbalansmarkt van die dag was tijdens de piekuren tussen 8 uur ’s ochtends en 8 uur ’s avonds vooral een positieve onbalans te zien wat erop duidt dat er een overschot aan stroomopwek was.  

Tijdens het 7e en 8e uur was er slechts een kleine onbalans, wat erop duidt dat de druk op het elektriciteitsnetwerk tijdens deze uren, zoals voorzien werd voorafgaand aan het sluiten van de dag-vooruit veiling, overeenkwam met de werkelijkheid van de volgende dag. De positieve onbalans gedurende de dag zelf kwam vooral door het feit dat er meer windopwek was dan eerder voorspeld. Daarnaast lijkt het erop dat de opwek door warmtekrachtcentrales werd onderschat door RTE.  

Kijkend naar de opwek per type centrale was te zien dat bijna de gehele opwekcapaciteit van Frankrijk werd ingezet om stroom te kunnen leveren aan het net. Vooral gascentrales (waaronder warmtekrachtcentrales) en waterkrachtcentrales vulden het grote gat veroorzaakt door de afwezigheid van kerncentrales.  

Angst voor komende winter

De extreme prijzen die tot stand kwamen bij de day-ahead veiling voor 4 april hadden als gevolg dat het prijsplafond van 3,000 €/MWh met 1,000 euro worden verhoogd voor alle Europese landen. Volgens Europese wetgeving moet het prijsplafond verhoogd worden wanneer een uur hoger sluit dan 60% van het op dat moment geldende prijsplafond. Dat is waar de Franse energietoezichthouder CRE nu tegen ageert. De toezichthouder wil dat deze regels veranderen of op zijn minst (tijdelijk) geschorst worden. Het voert aan dat het prijsplafond geraakt werd door een combinatie van uitzonderlijke en zeldzame gebeurtenissen die zich voornamelijk afspeelden in Frankrijk. Desondanks werd het prijsplafond in 23 andere landen hierdoor ook verhoogd. 

De belangrijkste reden dat er door de CRE gepleit wordt voor verandering lijkt vooral te komen door de angst voor komende winter. Frankrijk worstelt namelijk nog steeds met hetzelfde probleem: de verminderde beschikbaarheid van kerncentrales. Recent bereikte dit nog een dieptepunt waarbij er slechts 25 GW aan opwekcapaciteit van kerncentrales beschikbaar was, terwijl Frankrijk kampte met een hittegolf. Tijdens een hittegolf neemt de vraag naar stroom door airconditioning significant toe, terwijl de productiecapaciteit van veel centrales afneemt door onder andere de reductie in efficiëntie. Volgens de REMIT berichten – de officiële aankondigingen waarin staat hoe lang een centrale niet beschikbaar is – zou er tegen het einde van het jaar zo’n 40 à 50 GW aan kerncentrales weer beschikbaar moeten zijn. Het is echter niet ondenkbaar dat de onbeschikbaarheid van sommige kerncentrales tegen die tijd verlengd wordt. Tegelijkertijd kan door een koude winter de vraag naar stroom flink toenemen waardoor er wederom veel druk op het Franse elektriciteitsnetwerk komt te staan. 

Deze angst lijkt weerspiegeld te worden op de forward markt. De Franse baseload stroomcontracten voor levering in november, december en januari handelen op het moment van schrijven boven de 1,000 €/MWh. De peakload contracten voor diezelfde periode handelen veel hoger. De peakload contracten voor het laatste kwartaal van 2022 en het eerste kwartaal van 2023 handelen respectievelijk boven de 1,500 en 1,700 €/MWh. Met deze prijzen lijkt het erop dat handelaren anticiperen op meerdere dagen waar het prijsplafond zou kunnen worden geraakt.

De CRE is dan ook van mening dat door het automatisch verruimen van het prijsplafond de forwardprijzen toenemen, daar de kans op toekomstige uren met nóg hogere prijzen eveneens toeneemt.

Bron: CRE