Energiemarkt analyse 3 september 2024
Windfall tax Noordzee stuit op weerstand industrie.
Bij COMCAM analyseren we doorlopend ontwikkelingen op de energiemarkt. Onze kennis en inzichten delen we in onze wekelijkse marktanalyse.
Ga direct verder naar
> Introductie > Ruwe olie > Aardgas > Elektriciteit > Steenkool > Emissierechten > Hernieuwbaar
”For our companies, [the tax plans] risk operators – big and small – further scaling back or postponing their investment plans in response. The ramifications will be felt throughout the supply chain, through jobs, and the communities this industry supports, both directly and indirectly.” –Offshore Energies UK
Introductie
Meer dan 40 bedrijven uit de energiesector, verenigd in Offshore Energies UK, hebben hun zorgen geuit over de voorgestelde belastingverhoging op overwinsten door de Labour partij. De nieuwe overheidsplannen voor de zogenaamde Energy Profits Levy bevatten een belastingtoename tot 78%. Ook wordt geen toestemming meer gegeven voor investeringen en exploratie.
Deze extra belasting bedoeld om groene initiatieven te financieren, is bekritiseerd omdat het de investeringen in zowel fossiele brandstoffen als transitietechnologieën zou kunnen belemmeren. Hoewel de overheid beargumenteert dat de belasting noodzakelijk is voor de energietransitie, stellen industrieleiders dat het een negatieve impact zal hebben op de economie en energiezekerheid.
Onder de 40 bedrijven bevinden zich Wood Group, technologiebedrijven als 3t en catering specialist Sodexo. Zij waarschuwen dat de belasting investeringen in transitietechnologieën in gevaar brengt, zoals drijvende offshore wind en carbon capture technologieën. Maar vooral het verlies van banen baart zorgen. Niet alleen in de energiesector, maar ook in industrieën en gemeenschappen die de sector ondersteunen.
De Noordzee energie-industrie is goed voor 200.000 banen. Met de meeste rollen ter ondersteuning van sectoren als catering, transport en infrastructuur, aldus Offshore Energies UK. Hele gemeenschappen in Aberdeen en het grootste deel van Noordoost-Schotland zijn voor ca 30% van de werkgelegenheid afhankelijk van deze industrie.
Eén van de vijf kernmissies die premier Keir Starmer begin 2023 onthulde is om van Groot-Brittannië een “clean energy superpower” te maken. De belasting werd al eerder aangekondigd door de vorige regering na de Russische invasie van Oekraïne. Dit zorgde namelijk voor een flinke toename in de winsten van energiebedrijven. De oorspronkelijke heffing van 60% werd later verhoogd tot 75%. Nu olie- en gasprijzen zijn teruggekeerd naar meer normale niveaus, neemt deze belasting een flinke hap uit de winsten van veel Noordzee-sleutelspelers. Zeker omdat de regio één van werelds oudste, en dus minst winstgevende olievelden is.
“Prices could significantly undershoot in the short term, especially if OPEC were to strategically discourage US shale growth more forcefully, or if a recession were to reduce oil demand.” – Daan Struyven, analist Goldman
Ruwe olie
De verlaging van de verwachte olieprijs door zakenbank Goldman Sachs is een indicator dat de bodem voor olieprijzen mogelijk is gezet. Eerder had Morgan Stanley haar prijs target al verlaagd. Deze bank was in het verleden vaak een goede contra-indicator voor een potentiële prijsbodem. Goldman reduceert haar target met $ 5 tot de bandbreedte van $ 70 – $ 85. Een zwakke Chinese olievraag, hoge voorraden en een toenemende Amerikaanse schalieproductie worden als redenen genoemd.
De belangrijkste driver achter de gewijzigde prijsvoorspelling is volgens Goldman dat OPEC de productie in het vierde kwartaal zal verhogen. Dit komt omdat de markt mogelijk verschuift van een evenwicht waar OPEC spotbalansen ondersteunt en volatiliteit verlaagt naar een meer lange termijn evenwicht gericht op het strategisch disciplineren van niet-OPEC-aanbod en het ondersteunen van cohesie.
Er zijn twee redenen dat commerciële voorraden in de OESO-landen stabiel zijn volgens Goldman. Dit in tegenstelling tot de verwachte zomeronttrekkingen:
- Het Amerikaanse aanbod is hoger dan verwacht door efficiency winsten.
- De Chinese vraaggroei is afgenomen door structurele fuel switching op de weg en een zwakke vraag vanuit de petrochemische sector.
Ondanks een hoger Amerikaans aanbod en een lagere Chinese vraaggroei verwacht Goldman dat olieprijzen slechts bescheiden zullen dalen in 2025 vanwege eens solide vraag vanuit de OESO en India. Ook zullen lagere rentevoeten en een normalisering in waarderingen de neerwaartse prijsdruk beperkt houden. Er bestaan volgens de bank zowel een neerwaarts prijsrisico als een opwaarts risico met betrekking tot de volatiliteit. De risico’s voor de bandbreedte van $ 70-85 zijn naar beneden gericht, gezien de grote reservecapaciteit, mogelijke handelsspanningen en de mogelijkheid dat OPEC de extra verlagingen in 2025 volledig terugdraait.
Zoals eerder opgemerkt past ook Morgan Stanley haar voorspelling van de olieprijs naar beneden aan. De zakenbank houdt rekening met een verhoogd aanbod door OPEC en non-OPEC producenten, terwijl er diverse signalen zijn dat de wereldwijde vraag verzwakt. De bank anticipeert erop dat terwijl de oliemarkt krap zal blijven in het 3de kwartaal, de markt in het 4de kwartaal zal stabiliseren. In potentie zou de markt in 2025 naar een overschotsituatie kunnen gaan. Morgan Stanley heeft haar prijsvoorspelling voor het 4de kwartaal aangepast van $ 85 naar $ 80 per vat. De bank verwacht dat prijzen geleidelijk richting $ 75 per vat zullen bewegen tegen het einde van 2025.
China importeert record hoeveelheid Iraanse olie. Hoezo sancties? Chinese importen van Iraanse olie lijken in augustus een record niveau van 1,75 miljoen vaten per dag (bpd) te hebben bereikt volgens gegevens van Kpler. Chinese particuliere raffinaderijen, de zogenaamde teapots, zien de raffinagemarges licht verbeteren. Ze hebben nu een sterkere prikkel om hun productie op te voeren en hebben daarom meer grondstoffen nodig.
China importeerde in juli een recordvolume ruwe olie uit Maleisië. Dit wijst op een hernieuwde interesse in goedkope Iraanse olie. Maleisië is een toonaangevende indicator omdat het land al lang een hub is geweest voor de transfer van ruwe olie en olieproducten van de ene olietanker naar de andere. Dit gebeurt om het land van origine te maskeren. Officieel heeft China sinds juni 2022 geen Iraanse vaten meer gekocht. Indirect koopt het land op deze manier recordvolumes.
De prijs van Brent olie handelt op weekbasis nog steeds binnen een zijwaarts consolidatiepatroon.
Prijs Ruwe olie – Brent november 2024 ($/barrel) – week cloud candle, log scale
“More geopolitical risk premium for Europe was added ahead of the third winter on both fronts, oil and gas. The EU still remains the largest buyer of Russian fossil fuels since the beginning of the Russian war against Ukraine, followed by China and India.” – Velina Tchakarova, geopolitiek strateeg FACE
Aardgas
Oekraïense media melden dat vanaf januari 2025 zowel de transit van Russische olie door de Druzhba pijpleiding in het land wordt stopgezet als ook de transit van aardgas. Dit betekent meer geopolitieke risicopremie op Europese energiemarkten nog voordat de winter begint. Het besluit van Oekraïne is onderdeel van een veel bredere poging van het Westen om de Russische economie te verzwakken. Dit wordt gedaan door de leveranties koolwaterstoffen, de primaire bron van Moskou ’s oorlogsfinanciering, met alle mogelijke middelen te stoppen.
Het Nederlandse TTF aardgascontract, de benchmark in de Europese gashandel, beweegt sinds halverwege februari omhoog. Het handelt nu op ongeveer € 40 per megawattuur (MWh). Ondanks aanhoudende risico’s voor energiemarkten in de EU en een naderende winter, is de gasbuffer goed gevuld. Voorspeld wordt dat de aardgasvoorraad eind oktober met een comfortabele 95% gevuld zal zijn.
Volgens Goldman is de prijsstijging van gas overdreven. De zakenbank stelt dat hoe langer Europese gasprijzen op deze hoge niveaus blijven hangen ten opzichte van Europese kolen- en Aziatische LNG-prijzen, hoe lager de gasvraag (gas-to-coal switching). En hoe hoger (potentieel) de Europese LNG-importen. De TTF-prijsrally illustreert volgens de bank wel hoe gevoelig de markt blijft voor elk risico op verkrapping komende winter. Het winter TTF prijsrisico blijft dan ook opwaarts gericht ten opzichte van Goldmans voorspelling van € 35 per MWh.
Prijs TTF gas leverjaar 2025 (eur/MWh) – dag cloud candle, log scale
“The net result of German politicians’ shortsightedness in phasing out nuclear power is a vastly pricier grid.”
Elektriciteit
Rond de millenniumwisseling lanceerde Duitsland een ambitieus plan om op hernieuwbaar over te stappen. De “Energiewende” initieerde een grootschalige expansie van solar en wind. Het zorgde voor een 25% CO2-afname tegen 2022 ten opzichte van 2002. Door de Energiewende werden ook de Duitse veilige, CO2-vrije nucleaire centrales uitgefaseerd. Met als resultaat een verkwisting voor consument en het milieu volgens een recente analyse in het International Journal of Sustainable Energy.
In 2002 was nucleair goed voor ongeveer 20% van de Duitse elektriciteit. Nu is er geen nucleair aanbod meer 21 jaar later. Wind en solar kunnen dit gat simpelweg niet opvullen. Nucleaire reactoren leveren betrouwbare en betaalbare “baseload” elektriciteit, ten allen tijde beschikbaar. Hernieuwbaar kan deze nucleaire consistentie niet matchen. En omdat een ontwikkelde economie als die van Duitsland een 100% betrouwbaar elektriciteitsnet vereist, zijn kolen- en gascentrales weer online gebracht om het gebrek aan zon en wind op te vangen. Met als netto resultaat een duurder stroomnet.
De analyse toont aan dat Duitsland € 600 miljard had kunnen besparen als het land eenvoudigweg haar 2002-vloot reactoren zou hebben aangehouden tot en met 2022. Bovenop de constructiekosten van de hernieuwbare energie-infrastructuur zijn dure net-upgrades en subsidies nodig. In dit hypothetische scenario waarbij nucleair online zou zijn gebleven, zou Duitsland nagenoeg dezelfde CO2-reductie hebben behaald als momenteel het geval is.
Jan Emblemsvåg, Professor Civil Engineering aan Norway’s NTNU en architect van de analyse, kwam uit nieuwsgierigheid nog met een ander scenario op de proppen. Wat als de Duitsers hun geld voor de uitbreiding van hernieuwbaar hadden gebruikt voor de bouw van nieuwe nucleaire capaciteit? Volgens zijn berekeningen zouden de CO2-emissies met nog eens 73% zijn teruggebracht bovenop de gerealiseerde verlaging in 2022. Tegelijkertijd zou € 330 miljard bespaard zijn, vergeleken met de enorme kosten van de Energiewende. Beleidsmakers in andere landen die hun elektriciteitsnet willen decarboniseren dienen dit mee te nemen in hun overwegingen.
Prijs Baseload Elektriciteit leverjaar 2025 (eur/MWh) – week cloud candle, log scale
“Coal continues to play a critical role in the global energy mix, especially in the developing world, where its affordability makes it the current energy source of choice.”
Steenkool
Ondanks dat veel landen de transitie maken weg van fossiele brandstoffen, bereikte de wereldwijde kolenconsumptie in 2023 een volume van 164 exajoules (EJ) aan energie. Dat is een record hoogtepunt.
Kolen spelen nog steeds een belangrijke rol in de wereldwijde energiemix met een aandeel van 26% in 2023. Dat is meer dan alle niet-fossiele brandstofbronnen samen. Olie was de enige energiebron met een groter aandeel in de wereldwijde energiemix. Onderstaande tabel laat zien welke regio’s nog steeds grote hoeveelheden kolen consumeren.
Percentages may not sum to 100 due to rounding. *Commonwealth of Independent States
De consumptie van kolen is wel in veel regio’s afgenomen. Noord-Amerika en Europa verlaagden hun energieconsumptie uit kolen met 16% in 2023. Een sterke afhankelijkheid van kolen in de Azië-Pacific regio heeft ertoe geleid dat de wereldwijde kolenconsumptie het afgelopen decennium grotendeels gelijk is gebleven.
In 2023 verhoogde China haar kolenconsumptie van 88 EJ tot bijna 92 EJ. Goed voor 56% van de wereldwijde kolenconsumptie. Dit droeg significant bij aan Azië-Pacific, verantwoordelijk voor 83% van de wereldwijde kolenconsumptie.
Prijs ICE Coal leverjaar 2025 (usd/t) – week cloud candle, log scale
“We should not forget that China is still a developing country, pursuing modernization for a huge population. Great efforts are still needed to achieve the goals of peak carbon and carbon neutrality.” – Song Wen, law & institutional reform, NEA
Emissierechten
China moet haar CO2-piek nog bereiken als ontwikkelingsland met een enorme populatie. Deze boodschap komt van de National Energy Administration (NEA) als reactie op speculaties dat China piekemissies had bereikt nog vóór haar eigen deadline. China staat op de voorgrond van de energietransitie. Het land is verantwoordelijk voor de hoogste uitgaven wereldwijd aan wind, solar en EV’s. China is hiervan ook de grootste producent geworden. Dit heeft nog niet haar status als één van de grootste uitstoters van CO2 veranderd.
Hier zal wel verandering in gaan komen. Eerder deze maand meldde de media de Chinese bouwplannen voor elf nieuwe nucleaire reactoren om het aandeel van nul-emissie elektriciteitsbronnen in haar energiemix te verbeteren. China bouwt meer nucleaire centrales dan ieder ander land als ook nog meer kolencentrales. Op basis van een record aantal verleende vergunningen zitten er nog meer in de pijpleiding.
Tegen 2030 zou China wereldwijd de grootste producent zijn van nucleaire elektriciteit volgens BloombergNEF. Er zijn in totaal 26 nucleaire reactoren in aanbouw in China. Deze zullen meer dan 30 gigawatt capaciteit toevoegen aan het totaal indien voltooid. Tegelijkertijd reduceerden Chinese autoriteiten het aantal goedkeuringen voor nieuwe kolencapaciteit aanzienlijk. Het totaal aantal toestemmingen lag 80% lager dan de nieuwe kolencapaciteit die was goedgekeurd gedurende dezelfde periode in 2023. De vraag is of dit komt door de push van afgelopen jaar waardoor het land momenteel beschikt over voldoende kolencapaciteit, dan wel door pogingen de dominantie van kolen in de energiemix te verlagen.
De prijs van emissierechten handelt rond € 70 na een hogere bodem in juli. Prijs en lagging lijn bevinden zich in de cloud op dagbasis.
Prijs Emissierechten – Dec-24 contract EEX (eur/t) – dag cloud candle, log scale
Vervlochten vergelijkingen: hernieuwbaar vs. fossiele brandstoffen – Norman Rogers
Hernieuwbaar
Er wordt vaak gezegd dat wind en solar, zo niet goedkoper, ten minste kostenconcurrerend zouden zijn met fossiele brandstoffen. Dat is nog niet het geval. Wind en solar kosten ongeveer 5 keer meer per megawattuur vergeleken met bijvoorbeeld aardgas. De kosten voor het verwijderen van CO2 nemen onevenredig toe naarmate meer wind en solar wordt gebouwd. Wind en solar zijn zeer dure methoden voor het verlagen van CO2-emissies. Amerika heeft $ 1,5 biljoen uitgegeven aan wind en solar. Een aanzienlijk bedrag voor 10% van de elektriciteit afkomstig uit deze bronnen.
Analyse wind en solar: LCOE versus marginale kosten, subsidies, mandaten & PPA’s
Hieronder volgt een analyse van de waarde van wind en solar elektriciteit in een vrije markt vanuit de levelized cost of electricity ( LCOE) en de marginale kosten. Vervolgens komen de effecten van omvangrijk overheidsingrijpen via subsidies en wetgeving aan bod, als ook hoe power purchase agreements (PPA’s) in de Amerikaanse energiemarkt worden toegepast.
Verdieping waarde hernieuwbare elektriciteit
Er wordt vaak gebruik gemaakt van de levelized cost of electricity (LCOE) bij het vergelijken van de kosten van wind- of solar elektriciteit met de kosten van fossiele brandstof-elektriciteit. Het is een logische fout om LCOE van aardgas te vergelijken met LCOE van wind of solar. De correcte vergelijking is om de marginale kosten van aardgas met de LCOE van wind of zon te vergelijken. Ten minste, als het gaat om het vervangen van een bestaande gascentrale. De marginale kosten van aardgas-elektriciteit liggen in Amerika rond de $ 20 per megawattuur. De LCOE van wind of zon hangen rond $ 100 per megawattuur, ongeveer 5 keer zo veel.
De LCOE nemen de afschrijving van de bouwkosten van de centrale mee. De marginale kosten zijn in essentie de kosten van de brandstof om de elektriciteit te produceren. Onder welke omstandigheden zal een nutsbedrijf of netbeheerder bereid zijn wind of solar elektriciteit te kopen? In het belang van de discussie wordt er van uit gegaan dat het nutsbedrijf een deel van haar aardgas-elektriciteit zal vervangen door wind of solar elektriciteit. De argumentatie zou dezelfde zijn als kolen door elektriciteit vervangen zouden worden. De zaak ligt anders in het geval dat hydro-elektriciteit zou worden vervangen. En niemand zou nucleaire elektriciteit vervangen door wind of zon omdat nucleaire brandstof tot nu toe altijd goedkoper is.
Het nutsbedrijf kan geen volledige vervanging doen door de aardgascentrale te schrappen en te vervangen door een solar- of windpark. Dat is onmogelijk omdat wind en solar niet stabiel zijn en niet altijd beschikbaar. De energieproductie hiervan is afhankelijk van het weer en dagelijkse zonnecyclus. De schommelende aard kan niet tegen redelijke kosten worden gecorrigeerd door bijvoorbeeld batterijen of waterkrachtopslag. Het nutsbedrijf zal bereid zijn de productie van een gascentrale te verlagen en te vervangen door wind en solar elektriciteit, als de zon schijnt of de wind waait. Maar alleen als de hernieuwbare elektriciteit goedkoper is dan de marginale kosten van de elektriciteitsproductie van de gascentrale.
De marginale kosten van een gascentrale bestaan vrijwel geheel uit de kosten van de brandstof. Als gas $ 3 per MMBtu kost en wordt uitgegaan van een gecombineerde cyclus centrale, d.w.z. met gas- en stoomturbine, liggen de marginale kosten van elektriciteitsproductie op ongeveer $ 20 per megawattuur. In landen die niet beschikken over goedkoop aardgas zullen de marginale kosten hoger liggen. Als de kosten van hernieuwbare elektriciteit hoger zijn dan $ 20, zal het een verlieslatende propositie zijn om gas-elektriciteit te vervangen door hernieuwbare elektriciteit. Als deze hernieuwbare kosten lager liggen is het een winstgevende onderneming. De hernieuwbare waarde is onder deze voorwaarden $ 20 per megawattuur.
De LCOE voor een aardgascentrale staan toe dat de initiële investering wordt afgeschreven. Ook is de benuttingsgraad of capaciteitsfactor van een centrale relevant. De capaciteitsfactor is niet erg relevant voor de eigenschappen van aardgasproductie. Dit komt doordat nutsbedrijven in de praktijk zorgen voor voldoende overcapaciteit om te kunnen leveren ten tijde van piekvraag en rekening moeten houden met mogelijke reparaties waardoor een centrale offline is.
De LCOE voor een solar- of windpark worden bijna volledig kapitaalkosten-gespreid over het aantal geproduceerde megawatturen, rekening houdende met de tijdswaarde van geld, ofwel de rente. De marginale kosten zijn bijna nul omdat het niets extra kost een extra megawattuur te produceren. Ook wordt er niets bespaard als minder megawatturen worden geproduceerd. Als de productie van de centrale wordt gelimiteerd omdat het net niet alle beschikbare wind of solar elektriciteit aankan, worden de kosten per megawattuur proportioneel verhoogd. Het overstelpen van het net met hernieuwbare elektriciteit is een toenemend serieus probleem met steeds vaker negatieve stroomprijzen bij overaanbod.
Lees meer over de oorzaak van negatieve stroomprijzen in mogelijke oplossingen in onze blog.
Het verlaten van de vrije markt
De belangrijkste overheidsinterventie zijn de wetten over hernieuwbare energiebronnen. Deze wetten definiëren hernieuwbare energie en stellen quota vast over welk deel van de elektriciteit van hernieuwbare bronnen moet komen. Zonder te gecompliceerd te worden, wordt hernieuwbare energie doorgaans gedefinieerd als alles dat geen fossiele brandstof, nucleaire energie of hydro-elektriciteit is met een dam. De meeste energievormen die deze test doorstaan zijn te duur of niet schaalbaar. Wind en solar zijn te duur en beperkt in variabiliteit (intermittency), maar zijn op te schalen. Het gevolg is dat hernieuwbare energie bijna altijd wind of solar is.
Hydro heeft beperkte schaalbaarheid omdat de beste plekken reeds ontwikkeld worden. Hernieuwbare wetten verplichten de aankoop van een toenemend aandeel van hernieuwbare elektriciteit. Californië bijvoorbeeld vereist dat 60% van de elektriciteit tegen 2030 afkomstig is van hernieuwbare bronnen.
De tweede belangrijkste overheidsinterventie zijn federale subsidies, belastingvoordelen en gecompliceerde belastingvoorzieningen zoals financiering met fiscaal eigen vermogen. Deze subsidiëren ongeveer 50% van de bouwkosten van een solar- of windpark in Amerika. De verplichting tot aankoop van hernieuwbare elektriciteit verandert de aard van de markt voor hernieuwbare elektriciteit. Zonder deze mandaten is de eigenaar van het solar of windpark gedoemd te onderhandelen met nutsbedrijven om elektriciteit af te nemen voor een substantieel lager bedrag dan de productiekosten. Het park zal dan snel failliet zijn. Maar mét mandaten zullen nutsbedrijven op de deur van hernieuwbare producenten kloppen en ongeacht de prijs verplicht zijn de elektriciteit te kopen. Hernieuwbare wetten veranderen zo deze markt van een kopers- in een verkopersmarkt.
Er is slechts een handvol bedrijven met de expertise en financiële middelen om miljarden dollars kostende utility-scale zon- of windparken te bouwen. Alhoewel ze nominaal concurreren door het inbieden op de verkoop van elektriciteit, vormen ze een oligopolie. Dat wil zeggen dat de concurrentie niet zo hevig is als deze zou zijn als er meer spelers in de markt aanwezig waren. De meest gebruikelijke overeenkomst is dat een ontwikkelaar een solar- of windpark bouwt en de elektriciteit verkoopt aan een publiek of privaat bedrijf. Omdat de markt grote bedrijven bevoordeelt, zijn ze in staat een lange termijn contract te vereisen.
Een dergelijk contract wordt een power purchase agreement of PPA genoemd, meestal met een looptijd van 20 jaar. Deze PPA garandeert een markt tegen een gegeven prijs voor alle elektriciteit geproduceerd door het project. Een dergelijk lange termijn markt met prijsgarantie heeft grote waarde. Zo is een PPA in Amerika met een nutsbedrijf een subsidie omdat door het verwijderen van marktrisico het park minder een bedrijf wordt en meer een overheidsobligatie. De prijs per megawattuur kan lager zijn omdat een lager rendement levensvatbaar is. Het risico is weggehaald.
Voor meer informatie over PPA’s en toepassingen, lees onze blog hierover.
Met de gegarandeerde markt wordt het park verkoopbaar aan conservatieve investeerders zoals infrastructuurfondsen of pensioenfondsen. Een PPA verlaagt het benodigde rendement naar schatting van 12 tot 8 procent. Het subsidieert de kosten van hernieuwbare elektriciteit dus met een derde. Die subsidie is niet kostenvrij. Het nutsbedrijf gaat een grote schuld en risicopositie aan door het tekenen van een PPA. Er zijn genoeg valide redenen voor nutsbedrijven om binnen 5 tot 10 jaar uit de PPA’s te stappen. Bijvoorbeeld, lagere kosten van nucleaire elektriciteit.
Door hernieuwbare wetten en federale subsidies wordt een solar- of windpark in Amerika voor zo’n 66% gesubsidieerd. Bijvoorbeeld, als de LCOE van de elektriciteit van een solar- of windpark $ 100 per megawattuur bedragen, is dat na toepassing van subsidies nog maar $ 33 per megawattuur. Dat is nog steeds meer dan de $ 20 die de elektriciteit waard is. Om het gat te vullen moet het nutsbedrijf haar tarieven verhogen om te betalen voor de extra $ 13 per megawattuur. De laatste subsidie komt van de elektriciteitsconsumenten.
Rechtvaardiging van grootschalige subsidies
De kosten van het verlagen van CO2-emissies door wind of solar zijn erg hoog, meer dan $ 300 per verwijderde metrische ton CO2. De subsidie bestaat uit de kosten voor het weghalen van CO2. Het wordt steeds moeilijker de hoeveelheid wind of solar boven de 50% te krijgen vanwege hun variabele aard. Carbon offsets kunnen worden gekocht voor bedragen vanaf $ 10 per ton, alhoewel er niet voldoende CO2-compensatie beschikbaar zou zijn om het gehele elektriciteitssysteem CO2-neutraal te maken. Een serieuze reductie van emissies tegen redelijke kosten vereist de adoptie van nucleaire elektriciteit, maar deze is in het algemeen verboden door deze hernieuwbare wetten in Amerika.
De andere rechtvaardiging is dat fossiele of nucleaire brandstoffen opraken. Binnen de grenzen van Amerika is echter meer dan voldoende voorraad van deze brandstoffen. Voor veel andere landen is dit niet het geval.
Over de auteur: Norman Rogers schrijft veel over energie. Hij is auteur van het boek Dumb Energy.
COMCAM – analyse op maat
Onze analyse geeft op hoofdlijnen een aantal ontwikkelingen aan die impact hebben op de energieprijzen. Een uitgebreidere analyse bieden we aan als losse dienst. Zo blijft u op de hoogte van alle relevante trends en ontwikkelingen in energie inkoop, de verwachte prijsontwikkelingen tot 3 jaar vooruit en alle relevante marktontwikkelingen op de energiebeurzen en wet- en regelgeving.
Op deze analyse rust auteursrecht van COMCAM. Teksten mogen niet worden overgenomen, gekopieerd, openbaar mogen worden gemaakt of verveelvoudigd worden, zonder expliciete toestemming van COMCAM. Ook bij citaten of gedeeltelijke overnames is dit niet toegestaan.
Volg ons op LinkedIn om op de hoogte te blijven van wat er speelt in de energiemarkt, de energietransitie & verduurzaming.