Onderzoek

De Nederlandse elektriciteitssector - deel 2: Hoe werken de verschillende elektriciteitsmarkten?

14 mei 2024 9:00 RaboResearch

Alhoewel men het vaak heeft over ‘de’ elektriciteitsmarkt, bestaan er verschillende markten waarop elektriciteit wordt verhandeld en waar prijsvorming plaatsvindt. Deze markten zijn nodig om risico’s af te dekken, vraag en aanbod met elkaar in evenwicht te brengen en te voorkomen dat er netcongestie ontstaat. In dit tweede artikel in onze reeks over de Nederlandse elektriciteitssector leggen we uit welke markten er zijn en hoe ze werken.

Een hand die een gloeilamp vasthoudt met op de achtergrond een grafiek.

Wie zijn de spelers en wat is hun rol?

In dit artikel komen de verschillende spelers uit de elektriciteitssector aan bod. In het vorige deel van deze serie artikelen hebben we ze uitgebreid beschreven. Onderstaande tabel geeft hiervan een overzicht.

Tabel 1: Belangrijkste rollen Nederlandse elektriciteitssector

Belangrijkste rollen Nederlandse elektriciteitssector
Bron: TenneT, RaboResearch 2024

Elektriciteitsmarkten

Drie typen markten kunnen worden onderscheiden, namelijk groothandelsmarkten, balanceringsmarkten en de congestiemarkt. Deze markten worden verder toegelicht.

Groothandelsmarkten

In Nederland zijn drie typen groothandelsmarkten te onderscheiden waarop elektriciteit wordt verhandeld: de langetermijnmarkt, de day-aheadmarkt en de intradaymarkt (zie figuur 1). Zowel producenten, leveranciers, balansverantwoordelijke partijen (BRP’s) als grote elektriciteitsverbruikers zijn actief op deze markten.

Figuur 1: Overzicht kenmerken Nederlandse groothandelsmarkten elektriciteit

Overzicht kenmerken Nederlandse groothandelsmarkten elektriciteit
Bron: RaboResearch 2024

Langetermijnmarkt

Op de langetermijnmarkt wordt elektriciteit verhandeld waarbij levering tot een aantal jaar in de toekomst ligt. Hoe verder in de toekomst, hoe minder liquide[1] de markt. De langetermijnmarkt is belangrijk voor grote producenten, grootverbruikers[2], leveranciers en balansverantwoordelijke partijen (BRP’s), omdat deze markt hun de mogelijkheid geeft om een bepaald volume aan elektriciteit tegen een vooraf overeengekomen prijs te produceren of af te nemen. Dit geeft financiële zekerheid. Hierbij zijn twee verschillende producten te onderscheiden, namelijk futures en forwards. Futures zijn gestandaardiseerde contracten die openlijk worden verhandeld via handelsplatforms ICE Endex en EEX. De handel vindt plaats in vaste blokken, waarin de levering van een bepaalde hoeveelheid elektriciteit voor bijvoorbeeld een jaar, kwartaal of maand wordt afgesproken tegen een bepaalde prijs (in euro per MWh). Forwards zijn niet gestandaardiseerd en worden bilateraal oftewel over-the-counter (OTC) verhandeld. Power Purchase Agreements (PPA’s) zijn hier een voorbeeld van.[3] Veel zonne- en windparken verkopen een groot deel van hun toekomstige productie op deze manier tien tot vijftien jaar vooruit.

Day-aheadmarkt

Partijen handelen op de langetermijnmarkt vooral ‘op papier’, maar op de day-aheadmarkt komen vraag en aanbod daadwerkelijk bij elkaar. Op deze markt kunnen deelnemers via een blinde veiling in blokken van een uur aangeven hoeveel elektriciteit ze voor welke prijs willen kopen of verkopen voor de 24 uur van de volgende dag. Hierdoor ontstaan zogenaamde biedcurves op basis van marginale kosten. Partijen kunnen biedingen inleggen tot 12.00 uur ’s middags op de dag voor levering. Op dat moment sluit de veiling en bepaalt het snijpunt van vraag en aanbod de elektriciteitsprijs en het volume voor elk uur.[4] De duurste centrale die wordt ingezet, is prijszettend (zie figuur 2). Dit is de prijs die alle succesvolle deelnemers aan de veiling vervolgens ontvangen of betalen. Dit mechanisme heet ‘marginal pricing’.

Op de langetermijnmarkt worden grotere volumes verhandeld dan op de day-aheadmarkt (ongeveer 260 TWh versus ongeveer 50 TWh per jaar), maar toch staat de day-aheadmarkt bekend als ‘de groothandelsmarkt’ of ‘de elektriciteitsmarkt’ en de day-aheadprijs als ‘de elektriciteitsprijs’. Dit komt omdat de day-aheadmarkt één clearingprijs heeft die kort voor levering tot stand komt, waardoor deze markt het best de waarde weerspiegelt van elektriciteit tijdens verschillende uren.[5] De day-aheadprijzen zijn daarom vaak leidend bij andere afspraken of regelingen, zoals bij de bepaling van de hoeveelheid subsidie die producenten van hernieuwbare energie ontvangen. In Nederland kunnen partijen via zowel EPEX Spot als NordPool Spot handelen op de day-aheadmarkt. In tegenstelling tot de langetermijnmarkt, is de day-aheadmarkt alleen toegankelijk voor BRP’s.

[1] Een liquide markt is een markt met veel dagelijkse activiteiten en actieve handelaren.

[2] In Nederland wordt op basis van de grootte van de elektriciteitsaansluiting een onderscheid gemaakt tussen zogenaamde klein- en grootverbruikers. Kleinverbruikers hebben een elektriciteitsaansluiting van maximaal 3x80 ampère. Indien de aansluiting groter is, valt de eindverbruiker in de categorie ‘grootverbruiker’. Over het algemeen hebben huishoudens en het mkb een kleinverbruikaansluiting en beschikken grootzakelijke ondernemingen over een grootverbruikaansluiting. Een belangrijk verschil tussen klein- en grootverbruikers is dat die laatste groep behalve een leveringscontract met een energieleverancier ook een apart transportcontract met de netbeheerder moet afsluiten. Zonder een dergelijk contract kan er geen elektriciteit worden afgenomen of ingevoed. Kleinverbruikers hoeven dit niet te doen; zij hebben automatisch recht op het gebruik van het elektriciteitsnet wanneer zij een leveringscontract afsluiten met een elektriciteitsleverancier. De term ‘grootverbruiker’ is zowel van toepassing op partijen die elektriciteit afnemen als op partijen die (ook of enkel) invoeden. Een grootschalig zonnepark is dus ook een grootverbruiker, ook al betreft het hier een producent.

[3] Niet alle PPA’s worden afgesloten op basis van vaste prijzen, zo zijn er ook PPA’s op basis van een prijsindex.

[4] Import en export van elektriciteit kan nog een verschuiving geven in de biedcurves.

[5] Bron: Soorten elektriciteitsmarkten (tennet.eu)

Figuur 2: Gesimplificeerd voorbeeld totstandkoming elektriciteitsprijs day-aheadmarkt

Gesimplificeerd voorbeeld totstandkoming elektriciteitsprijs day-aheadmarkt
Bron: RaboResearch 2024

Intradaymarkt

Enkele uren nadat de day-aheadmarkt om 12.00 uur ’s middags op de dag voor levering is gesloten, opent om 15.00 uur de intradaymarkt. Op deze markt kunnen BRP’s hun portfolio tot vijf minuten voor het moment van levering aanpassen. Dit kan nodig zijn doordat (weers)verwachtingen veranderen en doordat het op de intradaymarkt mogelijk is om te handelen in blokken van vijftien minuten, waardoor het profiel van het portfolio van de BRP kan worden verfijnd. Op de day-aheadmarkt wordt namelijk gehandeld in blokken van een uur, terwijl BRP’s per kwartier moeten zorgen voor balans tussen vraag en aanbod. In tegenstelling tot de day-aheadmarkt is de intradaymarkt geen veiling, maar een platform waarop kopers en verkopers elkaar kunnen vinden voor het afsluiten van bilaterale transacties. Er is dan ook geen sprake van uniforme (marginale) prijsvorming maar van pay-as-bid: je betaalt of ontvangt wat je geboden hebt. In Nederland kunnen BRP’s zowel via EPEX Spot, Etpa als NordPool Spot handelen op de intradaymarkt. Deze markt is echter een stuk kleiner dan de day-aheadmarkt met een verhandeld volume van ongeveer 9 TWh. De intradaymarkt en de day-aheadmarkt worden samen ook wel ‘de spotmarkt’ genoemd.[6]

Balanceringsmarkten

BRP’s moeten hun portfolio van tevoren op kwartierbasis balanceren op basis van voorspellingen van zowel productie als afname. Maar de daadwerkelijke productie van elektriciteit is in toenemende mate weersafhankelijk, waardoor deze altijd wel iets afwijkt van de voorspellingen. Ook de afname van elektriciteit per kwartier – voornamelijk die door kleinverbruikers – is niet exact te voorspellen. De elektrificatie van een deel van de vraag naar warmte en mobiliteit maakt deze voorspelling extra lastig. Verder kunnen onverwachte ontwikkelingen plaatsvinden, zoals een storing in een elektriciteitscentrale of fabriek. Ook kan een portfolio op kwartierbasis gebalanceerd zijn, maar kunnen er binnen dat kwartier momenten zijn waarop de vraag naar elektriciteit hoger is dan de productie van elektriciteit en omgekeerd.

Dit alles levert onbalans op, waardoor de frequentie van het elektriciteitsnet afwijkt van de standaard van 50 Hertz. Hiervoor moet worden gecorrigeerd, want de frequentie mag niet te veel van de standaard afwijken. In het ergste geval leidt dit namelijk tot een landelijke stroomstoring. TenneT – als TSO eindverantwoordelijk voor het handhaven van de netfrequentie van 50 Hertz – kan via verschillende balanceringsmarkten aanbieders van balanceringsdiensten (BSP’s) zo coördineren, dat de balans wordt hersteld. Figuur 3 geeft een overzicht van de belangrijkste kenmerken van de Nederlandse balanceringsmarkten. Een toelichting staat onder de figuur.

[6] Bron: Soorten elektriciteitsmarkten (tennet.eu)

Figuur 3: Overzicht kenmerken Nederlandse balanceringsmarkten

Overzicht kenmerken Nederlandse balanceringsmarkten
Bron: RaboResearch 2024

FCR (reservevermogen)

Het balanceringsproduct Frequency containment reserve (FCR) werd in het verleden ook wel ‘primair reserververmogen’ genoemd. Een gecontracteerde BSP activeert automatisch vermogen op basis van de frequentie van het elektriciteitsnet. Als de frequentie onder de 50 Hertz ligt, gaat de BSP meer elektriciteit produceren (opregelen) en als de frequentie boven de 50 Hertz ligt, gaat de BSP minder elektriciteit produceren (afregelen).

Potentiële aanbieders van FCR-vermogen kunnen een dag van tevoren tot 8.00 uur via een blinde capaciteitsveiling (EUR/MW) bieden op één of meerdere tijdsblokken van vier uur. De goedkoopste aanbieders worden geselecteerd. Om primair reservevermogen te mogen leveren, moet een eenheid binnen het tijdsblok van vier uur minimaal dertig minuten aaneengesloten maximaal vermogen kunnen leveren. Het minimale vermogen is 1 MW (de eenheid moet zowel kunnen op- als afregelen). Het is toegestaan om verschillende eenheden samen aan te bieden (te poolen) om op die manier aan het minimum van 1 MW te komen.

FCR wordt voornamelijk geleverd door gasgestookte centrales en batterijen. Aanbieders van dit product ontvangen alleen een capaciteitsvergoeding[7] (op basis van de kosten van de duurste geselecteerde aanbieder, oftewel marginal pricing) en geen leveringsvergoeding[8].

aFRR (regelvermogen)

Voor het herstellen van omvangrijke onbalanssituaties kan TenneT automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) inzetten, vroeger ook wel ‘regelvermogen’ genoemd. Om ervoor te zorgen dat te allen tijde voldoende aFRR-capaciteit beschikbaar is, sluit TenneT biedplichtcontracten af met bepaalde BSP’s. Dat verloopt via een blinde capaciteitsveiling (euro per MW). Op die veiling kunnen BSP’s tot 9.00 uur op de dag voor levering vermogen voor de volgende dag aanbieden. Bij gunning van het contract zijn ze verplicht om later die dag, uiterlijk om 14.45 uur, voor het gegunde vermogen per kwartier een energiebieding (euro per MWh) te doen. Oftewel, ze moeten aangeven voor welke prijs ze het gecontracteerde vermogen ook daadwerkelijk willen inzetten. Deze bieding mag nog worden gewijzigd tot dertig minuten voor levering.

Ook BSP’s zonder contract kunnen een energiebieding doen, mits ze geprekwalificeerd zijn. Gecontracteerd vermogen heeft geen voorrang op vrijwillig beschikbaar gesteld vermogen; de biedladder[9] wordt vastgesteld op basis van de biedprijs. De goedkoopste aanbieders worden vervolgens automatisch ingeschakeld indien nodig, via een activatiesignaal dat TenneT elke vier seconden verstuurt.

Op dit moment leveren vooral gascentrales aFRR, maar ook tuinders (met warmtekrachtkoppelingen en/of met lampen) en batterijen spelen in toenemende mate een rol. Het is de bedoeling dat de contractperiode, die nu nog 24 uur bedraagt, wordt omgezet naar vier uur, maar het is nog onduidelijk wanneer dat gaat gebeuren. Aanbieders ontvangen zowel een capaciteits- als een leveringsvergoeding. In tegenstelling tot de FCR-markt is de capaciteitsvergoeding bij de aFRR-markt pay-as-bid.

[7] Een vergoeding voor het beschikbaar stellen van de capaciteit van de eenheid.

[8] Een vergoeding voor het leveren van elektriciteit.

[9] Een lijst met biedingen, gesorteerd op volgorde.

Onbalansmarkt

Zoals hierboven toegelicht, verstuurt TenneT elke vier seconden een stuursignaal dat aangeeft hoeveel aFRR-vermogen er op- of afgeschakeld moet worden. Er zitten vijftien blokjes van vier seconden in een minuut. Met ongeveer twee minuten vertraging publiceert TenneT per minuut voor het middelste blokje van vier seconden hoeveel energie er via de aFRR-markt is op- of afgeregeld en tegen welke prijs (de hoogst geactiveerde prijs voor opregelvermogen en de laagst geactiveerde prijs voor afregelvermogen). Op basis van deze near-realtime informatie kunnen BRP’s besluiten bewust – en buiten de aFRR-markt om – af te wijken van hun eigen E-programma (de prognose van afname en invoeding van het portfolio van een BRP per kwartier) om daarmee het elektriciteitssysteem meer in balans te brengen.

Stel dat TenneT publiceert dat er tussen 13.00 en 13.08 uur veel afregelvermogen is ingezet, dan kan een BRP besluiten om een windturbinepark af te schakelen (in de verwachting dat er ook de komende minuten nog afregelvermogen nodig is). Als achteraf blijkt dat de BRP hiermee inderdaad heeft bijgedragen aan het in balans brengen van het elektriciteitssysteem, dan levert dit doorgaans geld op. Omgekeerd moeten partijen betalen op het moment dat ze het probleem juist verergeren.

Ook BSP’s kunnen – zonder een specifiek balanceringsproduct te leveren – op deze manier balaceringsenergie aan het systeem leveren. Dit heet ook wel passief balanceren. De onbalansmarkt is dus geen echte markt, maar een verrekening van het verschil tussen de vooraf opgegeven hoeveelheden af te nemen of in te voeden elektriciteit en de daadwerkelijke hoeveelheden afgenomen of ingevoede elektriciteit met de onbalansprijs. De onbalansprijs per kwartier wordt doorgaans bepaald door de hoogst geactiveerde prijs voor opregelen of de laagst geactiveerde prijs voor afregelen op de aFRR-markt. Echter, als TenneT binnen een kwartier zowel moet op- als afregelen, dan wordt de onbalansprijs soms op een andere manier vastgesteld. In dit soort gevallen kan achteraf blijken dat het slimmer zou zijn geweest om geen passief balanceringsvermogen te leveren.

mFRR (noodvermogen)

Het balanceringsproduct manual Frequency Restoration Reserve (mFRR) werd vroeger ook wel ‘noodvermogen’ genoemd. TenneT activeert dit product handmatig bij incidenten en langdurige vermogensafwijkingen. De belangrijkste voorwaarde om mFRR te mogen leveren, is dat de eenheid gedurende de volledige contractperiode van 24 uur het overeenkomen vermogen moet kunnen leveren. Het is de bedoeling dat ook deze contractperiode – net als die van de aFRR-markt – op termijn naar vier uur gaat. Op deze markt zijn vooral tuinders en grote industriële bedrijven actief. De aanbieders ontvangen een capaciteitsvergoeding (pay-as-bid) en een leveringsvergoeding.

Congestiemarkt

Los van het feit dat de vraag naar en het aanbod van elektriciteit in het totale systeem aan elkaar gelijk moeten zijn, mag de lokale vermogensvraag voor afname of invoeding van elektriciteit de capaciteit van de lokale infrastructuur niet (langdurig) overschrijden. Dit kan namelijk leiden tot schade aan de infrastructuur en dus tot stroomstoringen. Als voor een bepaald gebied de verwachting is dat de maximale transportcapaciteit van (een deel van) de elektriciteitsinfrastructuur wordt bereikt, is er sprake van congestie. Congestie kan zowel structureel als incidenteel van aard zijn. In beide gevallen kan de netbeheerder grootverbruikers en/of CSP’s vragen hun transportvraag voor elektriciteit tijdelijk aan te passen. Dit kan met een capaciteitsbeperkend contract (waarbij flexibel vermogen day-ahead wordt geactiveerd) of via zogenaamde redispatch (waarbij flexibel vermogen intraday wordt geactiveerd).

Indien de markt zelf te weinig flexibel vermogen aanbiedt, kunnen netbeheerders grootverbruikers met een minimaal gecontracteerd vermogen van 1 MW ook verplichten om bij te dragen aan congestiemanagement. Grootverbruikers met een gecontracteerd vermogen van meer dan 60 MW zijn sowieso verplicht om hun flexibele vermogen aan TenneT aan te bieden. We schreven eerder over wat netcongestie precies is en hoe dat wordt vastgesteld.

Capaciteitsbeperkend contract (day-ahead)

Een capaciteitsbeperkend contract (CBC) op afroep is een bilateraal contract van een netbeheerder en een grootverbruiker (dit kan zowel een eindverbruiker als een producent zijn) met een gecontracteerd transportvermogen van minimaal 100 kW of tussen een netbeheerder en een CSP die één of meer klanten vertegenwoordigt met een (gezamenlijk) gecontracteerd vermogen van minimaal 1 MW. Het is een type transportcontract waarbij de netbeheerder de grootverbruiker een dag van tevoren (uiterlijk om 8.00 uur, dus vóór sluiting van de day-aheadmarkt en de FCR- en FRR-veilingen) verzoekt[10] om gedurende een bepaalde periode minder vermogen te leveren of af te nemen dan dat normaalgesproken maximaal mogelijk is volgens het contract. In ruil voor het beperken van het vermogen krijgt de grootverbruiker een in het contract afgesproken financiële vergoeding.[11] Dit type transportcontract is relatief nieuw en wordt voornamelijk afgesloten met partijen die zich in een congestiegebied bevinden. Het is bedoeld om extra ruimte op het elektriciteitsnet te creëren tijdens piekmomenten, waardoor het bestaande elektriciteitsnet efficiënter kan worden benut.[12] Grootverbruikers met een contract tot 60 MW mogen zelfstandig een CBC afsluiten met een netbeheerder. Klanten met een groter contract moeten zich laten vertegenwoordigen door een CSP.[13]

Redispatch (intraday)

Als gedurende de dag blijkt dat er meer flexibel vermogen nodig is, kunnen de netbeheerders via het platform GOPACS[14] tot vijftien minuten voor levering een uitvraag voor flexibel vermogen doen aan CSP’s met een gecontracteerd transportvermogen van minimaal 100 kW. Stel dat er in een bepaald gebied op een bepaald moment invoedcongestie is doordat er veel wind- en zonnestroom wordt ingevoed, dan kan een netbeheerder via GOPACS een marktbericht versturen waarin aan CSP’s in dat gebied wordt gevraagd om minder vermogen te leveren of om meer vermogen af te nemen. Als vervolgens CSP A bereid is om in het desbetreffende congestiegebied minder vermogen te leveren (door bijvoorbeeld een windturbine af te schakelen), dan moet een CSP buiten het congestiegebied precies het tegenovergestelde doen en dus meer vermogen gaan leveren. Dit is nodig omdat er anders onbalans ontstaat. De day-aheadmarkt is dan immers al gesloten, dus vraag en aanbod van elektriciteit waren al op elkaar afgestemd. De elektriciteit die de nu afgeschakelde windturbine zou produceren, was al verkocht. De leveringsverplichting van CSP A moet dus worden overgenomen door CSP B die zich buiten het congestiegebied bevindt. De netbeheerder betaalt vervolgens aan CSP B het verschil tussen de prijs die CSP A wil betalen om minder vermogen te produceren (terwijl deze partij wel de inkomsten behoudt voor de elektriciteit die ze al verkocht had, maar niet meer hoeft te produceren) en de prijs die CSP B wil ontvangen om meer vermogen te produceren.

Als er meerdere biedingen zijn voor dezelfde uitvraag, kiest GOPACS het goedkoopste bod. Deze aanbieder krijgt vervolgens via GOPACS de opdracht om het flexibele vermogen ook daadwerkelijk te leveren. Het koppelen van matchende biedingen binnen en buiten congestiegebied, de financiële afhandeling en het aanpassen van het E-programma gaat automatisch.

Sommige CSP’s gaan een biedplichtcontract voor redispatch aan. In dat geval is men verplicht om via GOPACS een bod te doen voor het leveren van flexibel vermogen indien een netbeheerder een uitvraag doet. Sommige netbeheerders geven – los van een vergoeding per bod – ook een vergoeding voor het aangaan van een biedplichtcontract an sich. In ruil daarvoor moet het flexibel inzetbare vermogen gedurende de contractperiode beschikbaar blijven. Biedingen van partijen met een biedplichtcontract hebben in GOPACS geen voorrang op vrije biedingen.

Overzicht tijdslijnen verschillende elektriciteitsmarkten

Onderstaande figuur geeft een overzicht van de belangrijkste tijdslijnen van verschillende elektriciteitsmarkten.

[10] In de meeste gevallen mag de gecontracteerde partij dit verzoek niet weigeren.

[11] In het geval van het afschakelen van productie wordt de minder geleverde hoeveelheid elektriciteit meestal vergoed tegen de day-aheadprijs van dat moment. In het geval van afschakelen van afname is er geen standaard vergoedingsmethode, mede omdat CBC’s voor afnamecongestie nog niet of nauwelijks zijn afgesloten.

[12] Er bestaan ook CBC’s met een vast tijdvenster (ook wel een statische CBC of een spitsmijdend contract genoemd). Bij dit type contract is vastgelegd op welke momenten (tijdstip of periode in het jaar) de grootverbruiker minder vermogen mag leveren of afnemen. Hier staat meestal geen financiële vergoeding tegenover. Dit contract wordt doorgaans niet ingezet om congestieproblemen te verlichten, maar om gebruik te maken van de restcapaciteit van het net.

[13] Bron: Contracten voor het vastleggen van flexibel regelvermogen (Stedin), Capaciteitsbeperkendcontract met afroep (day ahead) (GOPACS)

[14] GOPACS staat voor GridOperator Platform for Congestion Solutions.

Figuur 4: Overzicht tijdslijnen elektriciteitsmarkten (exclusief langetermijnmarkt)

Overzicht tijdslijnen elektriciteitsmarkten (exclusief langetermijnmarkt)
Bron: Stedin, RaboResearch 2024

Kansen voor bedrijven en huishoudens

Door de energietransitie is er meer behoefte aan flexibiliteit. Dit betekent dat er geld kan worden verdiend door te schuiven met elektriciteitsverbruik en/of elektriciteitsproductie. Particulieren en bedrijven die in staat zijn om hun afname of invoeding van elektriciteit deels flexibel in te richten, kunnen hier dus van profiteren. Andersom is de energietransitie een risico voor partijen die niet strategisch nadenken over het onderwerp energie. Daarom is het belangrijk om voldoende kennis te hebben van de elektriciteitssector en de veranderingen die daarin gaande zijn. Het volgende artikel uit deze serie brengt in kaart welke ontwikkelingen van invloed zijn op de verschillende elektriciteitsmarkten. Dit geeft nog meer inzicht in de kansen en risico’s voor particulieren en bedrijven.

Over deze serie

De elektriciteitssector is flink in beweging. In 2023 was de helft van de geproduceerde elektriciteit hernieuwbaar, steeds meer consumenten wekken hun eigen elektriciteit op en de vraag naar warmte en vervoer wordt langzaam geëlektrificeerd. Dit alles heeft onder andere impact op de belasting van het elektriciteitsnet, de balans tussen vraag en aanbod, de leveringszekerheid en de prijs van elektriciteit. Deze ontwikkelingen zorgen voor zowel risico’s als kansen voor iedereen die gebruik maakt van elektriciteit. Om deze kansen en risico’s beter te begrijpen, komt RaboResearch met een serie artikelen waarin we de Nederlandse elektriciteitssector toelichten. In het vorige deel beschreven we de verschillende marktrollen. In dit deel komen de verschillende elektriciteitsmarkten aan bod. Vervolgens kijken we naar de belangrijkste variabelen die een impact kunnen hebben op de elektriciteitsmarkten, de trends en ontwikkelingen van de elektriciteitsmarkten en de bijbehorende kansen en risico’s voor bedrijven en particulieren.

Eerder verschenen:

Disclaimer

De op/via deze publicatie door Coöperatieve Rabobank U.A. verstrekte informatie is uitsluitend aan Nederlandse afnemers gericht en is geen beleggingsadvies of enige andere beleggingsdienst in de zin van artikel 1: 1 van de Wet op het financieel toezicht. Lees verder