Prijs van de elektriciteit

Over producenten, elektriciteitsbeurzen, contracten, leveranciers en de rol van Fluvius
Wanneer we onze elektriciteitsfactuur betalen, lijkt het eenvoudig: een elektriciteitsproducent maakt stroom, een leverancier verkoopt die aan ons en via het elektriciteitsnet komt de stroom in onze woning. In werkelijkheid is de Belgische elektriciteitsmarkt een complex systeem waarin producenten, leveranciers, beurzen, netbeheerders, overheden en gemeenten elk een andere rol spelen.
De vraag die daarbij steeds terugkomt is: waar wordt de prijs van onze elektriciteit eigenlijk bepaald?

Producent is niet hetzelfde als leverancier

Eerst is het belangrijk om een onderscheid te maken.
Een elektriciteitsproducent maakt elektriciteit. In België zijn onder meer ENGIE, Luminus, Eneco en TotalEnergies actief als producent. ENGIE neemt daarbij een zeer belangrijke positie in, onder meer door de kerncentrales en verschillende andere productie-installaties.
Een energieleverancier verkoopt elektriciteit aan gezinnen en bedrijven. De grootste leveranciers zijn ENGIE, Luminus en Eneco, gevolgd door onder meer TotalEnergies en Mega.
Een leverancier hoeft dus niet noodzakelijk de elektriciteit die hij aan zijn klanten verkoopt zelf te produceren. Hij kan elektriciteit aankopen bij verschillende producenten, via bilaterale contracten of via de elektriciteitsmarkt.

Waar wordt de elektriciteit verkocht?

Elektriciteit kan op verschillende manieren worden verhandeld.
Een belangrijk deel wordt vooraf vastgelegd in bilaterale contracten. Producenten en grote afnemers, maar ook leveranciers, spreken bijvoorbeeld maanden of jaren vooraf prijzen en hoeveelheden af. Voor hernieuwbare energie bestaan hiervoor onder meer zogenaamde Power Purchase Agreements (PPA’s).
Een ander deel wordt verhandeld via de Europese elektriciteitsmarkten, waaronder EPEX SPOT. Daar worden elektriciteitsvolumes gekocht en verkocht voor levering de volgende dag (day-ahead) of nog dezelfde dag (intraday).
Het is daarom misleidend om te zeggen dat alle Belgische elektriciteit elke dag aan dezelfde beursprijs wordt verkocht. Een aanzienlijk deel is immers vooraf contractueel afgedekt. De exacte verhouding tussen beursverkoop en bilaterale contracten is bovendien niet volledig openbaar. Als orde van grootte wordt vaak gedacht aan ongeveer een derde via de kortetermijnmarkt en twee derde via contractuele of andere vormen van afdekking, maar dit verschilt sterk per jaar en per marktdeelnemer.

Toch bepaalt de beursprijs veel

Hoewel niet alle elektriciteit via de beurs wordt verkocht, speelt de beursprijs een zeer belangrijke rol in de Europese elektriciteitsmarkt. Dat komt door het systeem van marginale prijszetting.
Stel dat België op een bepaald ogenblik 10.000 MW elektriciteit nodig heeft. Eerst worden de goedkoopste beschikbare productiebronnen ingezet: bijvoorbeeld wind, zon en kernenergie. Als daarmee nog niet voldoende elektriciteit beschikbaar is, worden duurdere centrales ingeschakeld.
De centrale die als laatste nodig is om aan de vraag te voldoen, wordt de marginale producent. Haar biedprijs bepaalt vervolgens de marktprijs voor de elektriciteit die op die vrije markt wordt verhandeld.
Als bijvoorbeeld wind- en kernenergie goedkoop beschikbaar zijn, maar op een bepaald moment ook een gascentrale nodig is, kan de prijs van die gascentrale de marktprijs bepalen.
Dat betekent dat een kerncentrale of windpark met relatief lage productiekosten op de groothandelsmarkt toch een veel hogere prijs kan ontvangen. (en dus winst voor investeringen of winstuitkeringen aan de aandeelhouders)

Waarom werd elektriciteit zo duur in coronajaar 2022?

Dit mechanisme werd bijzonder zichtbaar tijdens de energiecrisis van 2022.
De aardgasprijzen stegen zeer sterk. Gascentrales zijn in veel omstandigheden de marginale producent. Wanneer gas daardoor duurder wordt, stijgt ook de prijs waartegen elektriciteit op de groothandelsmarkt wordt verhandeld.
Dat gebeurde zelfs wanneer een groot deel van de elektriciteit afkomstig was van bronnen waarvan de productiekosten veel minder sterk waren gestegen, zoals kernenergie en windenergie.
Daar ontstond bij veel burgers het gevoel dat er iets niet klopte: hoe kan elektriciteit duurder worden als ze met goedkope kernenergie of windenergie wordt geproduceerd?
Het antwoord ligt voor een groot deel in de manier waarop de Europese elektriciteitsmarkt is georganiseerd.

Maar de beursprijs is niet onze volledige elektriciteitsfactuur

Daar komt nog een belangrijk onderscheid bij.
Wanneer een gezin bijvoorbeeld €100 voor elektriciteit betaalt, gaat die €100 niet volledig naar de producent.
De elektriciteitsfactuur bestaat uit verschillende onderdelen:

• de energiekost, dus de eigenlijke elektriciteit;
• de netkosten, voor het transport en de distributie;
• belastingen, heffingen en btw.

Bij een typisch huishoudelijk contract vormt de energiekost slechts ongeveer 40% van de totale factuur, hoewel dit percentage kan variëren volgens leverancier, contract en verbruik.

Dat betekent ook dat een daling van de groothandelsprijs niet automatisch leidt tot een even grote daling van de factuur. Een aanzienlijk deel van de factuur bestaat immers uit kosten die niet rechtstreeks afhankelijk zijn van de beursprijs van elektriciteit.

En waar komt Fluvius in dit verhaal?

Fluvius verkoopt de elektriciteit niet aan de gezinnen. Het bedrijf is actief als netbeheerder en staat in Vlaanderen in voor het beheer van de distributienetten.
De elektriciteit die een producent maakt, moet uiteindelijk via hoogspannings- en distributienetten bij de verbruiker raken.
Op het distributieniveau speelt Fluvius dus een essentiële rol. Het bedrijf staat onder meer in voor aansluitingen, onderhoud, investeringen, meters en de verdere uitbouw van het distributienet.
Dat wordt steeds belangrijker.
De energietransitie betekent immers dat steeds meer auto’s elektrisch worden geladen, woningen warmtepompen krijgen, bedrijven elektrificeren en zonnepanelen elektriciteit terug op het net zetten.
Het elektriciteitsnet moet die veranderingen kunnen verwerken. Dat vereist de komende jaren grote investeringen.

Waarom zijn de gemeenten aandeelhouder?

De Vlaamse distributienetbeheerders zijn historisch gegroeid uit gemeentelijke intercommunales en nog steeds zo (bijvoorbeeld Gaselwest voor De Panne). Daardoor zijn de Vlaamse gemeenten uiteindelijk belangrijke aandeelhouders van de structuur rond Fluvius. Dit was vroeger een zeer belangrijk inkomen voor de gemeenten. Ze investeerden zelfs in 5% van Electrabel wat ook een belangrijk divident opbracht (met de inkoop van Suez in 1999 en 2005 hebben ze die aandelen verkocht aan Suez (nu Engie))
Dat verklaart ook waarom het debat over de financiering van Fluvius zo gevoelig ligt.
Er is veel bijkomend kapitaal nodig om het elektriciteitsnet te versterken. De Vlaamse overheid heeft daarom een kapitaalinbreng via PMV voorgesteld. Tegelijk zijn gemeenten bezorgd over de voorwaarden, hun zeggenschap en de financiële gevolgen voor hun aandeelhouderschap.
Het debat gaat dus niet alleen over elektriciteitskabels.
Het gaat ook over een fundamentele vraag:
Wie moet het Vlaamse elektriciteitsnet financieren, wie controleert het en wie ontvangt uiteindelijk de opbrengsten ervan?

Een markt met verschillende spelers

De Belgische elektriciteitsmarkt kan daarom het best worden gezien als een keten:
Producent → groothandelsmarkt en contracten → leverancier → distributie- en transportnet → consument
Elke schakel heeft een andere functie.
De producent maakt elektriciteit. (vb Electrabel-België met 50% staat, of buitenland EDF=100% Franse staat)
De beurs organiseert een belangrijk deel van de kortetermijnhandel en zorgt via het systeem van marginale prijszetting voor een marktprijs.(bij pieken de prijs van de aardgascentrales vooral in Wallonië)
De leverancier (vb Engie, Mega,..koopt elektriciteit in en verkoopt die aan de consument.
De netbeheerders zorgen ervoor dat de elektriciteit fysiek tot bij de consument raakt. (Fluvius voor gans Vlaanderen met behulp van verplichte digitale meters)
Vooral de nationale en ook de Vlaamse overheid bepaalt ondertussen het regelgevende kader en heft belastingen en heffingen.

De kern van het verhaal

Onze elektriciteitsfactuur is dus het resultaat van veel meer dan alleen de kostprijs van het produceren van één kilowattuur.
De prijs die wij betalen wordt beïnvloed door de productiekosten, de Europese elektriciteitsmarkt, langetermijncontracten, de gasprijs, netkosten, belastingen en de commerciële voorwaarden van onze leverancier.
En misschien is dit wel de belangrijkste vaststelling:

Niet alle Belgische elektriciteit wordt op de beurs verkocht, maar de beursprijs speelt wel een grote rol bij het bepalen van de prijs waartegen elektriciteit in Europa wordt verhandeld.

Tegelijk staat België voor een tweede grote uitdaging. We moeten niet alleen voldoende elektriciteit produceren, maar ook het elektriciteitsnet snel genoeg aanpassen aan een toekomst waarin vrijwel alles elektrisch wordt.
Daarom gaat het debat over onze elektriciteitsvoorziening uiteindelijk over drie vragen:

Wie produceert de elektriciteit? Wie bepaalt de prijs? En wie betaalt de investeringen die nodig zijn om al die elektriciteit tot bij ons te brengen?

Dat zijn niet dezelfde spelers — en precies daar wordt de elektriciteitsmarkt voor de gewone consument zo moeilijk te doorgronden.

De prijs van productiekost van elektriciteit wordt vaak vergeleken met de “Levelized Cost of Electricity” (LCOE). Dat is de gemiddelde kost om 1 kWh elektriciteit te produceren over de volledige levensduur van een installatie. (is natuurlijk veel minder dan op uw E-factuur)
Hieronder een typische vergelijking voor Europa.
– Zon: 3 – 6 cent/kWh
– Wind op land: 3 – 7 cent/kWh
– Gascentrales: 7 – 13 cent/kWh
– Kernenergie: 8 – 18 cent/kWh
Maar kernenergie heeft een voordeel:
ze levert continu elektriciteit (baseload), onafhankelijk van wind of zon.
Bron: ChatGPT

:::