De dag dat elektriciteit afval werd…

Het is een steeds vaker voorkomend surrealistisch beeld op de energiemarkt. Buiten schijnt uitbundig de zon en daags tevoren duiken op de 'day ahead'-stroombeurzen de cijfers diep in het rood. Niet omdat het slecht gaat, maar omdat er ‘te veel’ voorspeld wordt. Welkom in het tijdperk van de negatieve elektriciteitsprijs, een economische rariteit waar de producent betaalt om van zijn product af te komen, en de consument – met het juiste dynamische contract – betaald krijgt om zijn elektrische wagen op te laden.

Als verdediger van de vrije markt krab je je op zo’n moment achter de oren. Sinds Adam Smith hebben we immers geleerd dat schaarste waarde creëert. Wat gebeurt er met de logica van de markt als overvloed een probleem wordt en tot een marktfalen leidt? We beschouwen energie als het ware als een vorm van afval, iets waarvoor we bereid zijn anderen te betalen om ervan af te geraken.

Hoewel het voelt als een uniek modern luxeprobleem van de energietransitie, is de stroommarkt zeker niet de enige plek waar de economische wetten weleens achterstevoren worden afgespeeld.

De wet van de fysieke realiteit: olie en opslag

Negatieve prijzen zijn immers geen alleenrecht van elektriciteit. Met een gesloten straat van Hormuz en olieprijzen die flirten met 100 dollar vergeten we de realiteit van 20 april 2020. De coronapandemie had de wereld op slot gezet. Vliegtuigen stonden aan de grond, snelwegen waren leeg, maar de oliepompen in Texas en Saudi-Arabië bleven actief.

Daardoor crashte de prijs van West Texas Intermediate olie naar -37 dollar per vat. Niet omdat olie plotseling waardeloos was geworden, maar omdat de fysieke opslagtanks tot de nok toe vol zaten. Als handelaar met een lopend termijncontract móést je die olie fysiek afnemen. Maar waar laat je vaten olie als je geen achtertuin hebt die groot genoeg is? Juist. Je betaalt iemand anders om die vaten over te nemen. In dit geval boden olietankers, die een hele tijd fungeerden als gigantische olietank, een aangename (en winstgevende) uitweg.

Elektriciteit heeft, net als olie in 2020, een acuut logistiek probleem: we kunnen het (nog) niet massaal en goedkoop opslaan. Als de zon volop schijnt, móét die stroom ergens heen om het elektriciteitsnet stabiel te houden op precies 50 Hertz. Gebeurt dat niet, dan klapt het netwerk eruit. Waar de oliebaronnen betaalden voor fysieke opslagruimte, betalen energieproducenten om het net te stabiliseren. Het is een logistieke boete, vermomd als marktprijs.

De kosten van het stoppen: waarom de knop niet omgaat

‘Maar zet die productie dan gewoon uit!’ hoor je de nuchtere toeschouwer al roepen. Klinkt logisch, de praktijk is weerbarstig.

Bij grote centrales speelt immers een dilemma. Het stilleggen en weer opstarten van een stoomturbine kost tienduizenden euro's en vraagt enige tijd. Als de elektriciteitsprijs slechts een paar uur negatief is vanwege een zonnige middag, is het voor een exploitant goedkoper om een paar uur lang geld toe te leggen op de productie dan de hele centrale uit te zetten.

Daarnaast speelt ook het element van subsidiëring. Dat is niet enkel een Europees fenomeen. In 2011 kregen windparken in Texas een belastingkorting van 23 dollar per gegenereerde megawattuur. Die stelde windproducenten in staat om negatieve biedingen in te dienen en toch een positieve netto-opbrengst te realiseren. Het leidde ertoe dat de elektriciteitsprijzen gedurende bijna 10 procent van de uren negatief waren.

In Vlaanderen ontvangen veel exploitanten van zonneparken en windparken groenestroomcertificaten of subsidies per opgewekte kilowattuur. Als die subsidie hoger is dan het bedrag dat ze op de markt moeten toeleggen, kon het voor hen winstgevend zijn om stroom te produceren, ook bij een negatieve marktprijs. 'Kon' want de Vlaamse regering heeft de regels rond de financiële steun aanzienlijk verstrengd om dergelijk cowboygedrag te vermijden.

Een derde, vaak doorslaggevend, element is het succes van residentiële zonnepanelen. Zeg nu zelf, je hebt net geïnvesteerd in gloednieuwe zonnepanelen, de installateur garandeerde je een terugverdienperiode van 5 jaar en nu komt iemand je zeggen dat die op de meest gunstige periode moeten afschakelen wegens overproductie. Er zijn (financiële) grenzen aan solidariteit.

Ondertussen flirt Vlaanderen met 8 gigawatt aan PV-productiecapaciteit verspreid over 1,1 miljoen installaties. Installaties waarvan het merendeel niet stuurbaar zijn door de energieleveranciers en waarvan de eigenaars een vastgelegde injectievergoeding krijgen (uitgezonderd de 1,36 procent gebruikers die een dynamisch contract hebben). Ondanks de negatieve prijzen blijft er voor hen dus een verdienmodel. Toch op korte termijn, want op lange termijn brengt het de hele injectievergoeding in gevaar, ook op dagen zonder overproductie.

De toekomst is…

Negatieve prijzen zijn geen teken van een gezonde markt: het zijn de groeipijnen van een systeem in transitie. Het laat zien dat onze productiecapaciteit de infrastructuur heeft ingehaald. Uiteindelijk leert de geschiedenis dat de markt zulke anomalieën altijd oplost. De olie-industrie bouwde meer opslagtanks. En de elektriciteitssector? Die zal de komende jaren massaal investeren in batterijen en slimme netwerken. Tarieven zullen onbezonnen gedrag verder ontmoedigen.

Tot die tijd rest ons slechts één devies: schijnt de zon uitbundig? Eet dan´s middags warm, laad de auto op en start de vaatwasser. Het is de enige keer in het leven dat consumptie-economie voelt als pure winst.

O ja, wanneer werd elektriciteit afval? De allereerste officiële negatieve elektriciteitsprijs werd geregistreerd op zondag 5 oktober 2008, luttele dagen nadat de European Energy Exchange in september 2008 haar regels aanpaste en negatieve prijsbiedingen autoriseerde. In totaal kende de Duitse markt dat najaar vijftien uren met een negatieve clearingprijs. Belpex registreerde haar eerste negatieve uren pas in 2012. In 2025 is dat opgelopen tot 520 uur of 6 procent van de tijd.