Energiepriizen tussen kennis en onzekerheid

Energiepriizen tussen
kennis en onzekerheid
P.A. Boot en M.]. Dykstra*
e hoogte en ontwikkeling van energieprijzen is voor de Nederlandse economie van
groot belang. In het verleden is steevast verondersteld dat deze prijzen in de
toekomst fors gaan toenemen. In het licht van veranderde inzichten in het
functioneren van energiemarkten wordt in deze bijdrage een vraagteken bij deze
veronderstelling geplaatst. Daarbij wordt achtereenvolgens op de markten voor olie,
gas en kolen ingegaan. Stijgende energieprijzen zijn niet langer vanzelfsprekend.

D

In de jaren tachtig en het begin van de jaren negentig
werd onveranderlijk een reële toename van energieprijzen voorspeld. De facto was er de afgelopen jaren
echter van een nominale daling sprake. De huidige
olieprijzen liggen reëel op het niveau van 1973. Ook
in belangrijke recente publikaties van Nederlandse
onderzoekers wordt nog zo’n stijging voorzien. Zo
gaat het CPB in Scanning thejuture uit van een reële
wereldmarkt energieprijstoename
in 1990-2015 van
1,8 à 2,9% per jaar1 In het jaar 2015 zou de reële
prijs van ruwe olie dan 2 tot 2,5 keer zo hoog zijn als
in 1990 het geval was. In werkelijkheid is de reële
prijs, zowel bij kolen, gas als olie, echter sinds 1990
gedaald.
Het heeft er de schijn van dat onderzoekers bijna
systematisch te hoog inzetten bij hun verwachtingen
omtrent energieprijzen. Wat zou hiervan de reden
kunnen zijn? We onderscheiden in de terminologie
van Van Sinderen ‘pre-economische’
en ‘economische’ oorzaken2. Een ‘pre-economische’
reden van
de verwachting van hogere energieprijzen is dat energie nu eenmaal een eindige ~rondstofbron is, en dat
de prijs dus wel moet stijgen . Daar komt bij dat velen een stijgende prijs prefereren boven een dalende,
zolang de stijging op stabiele en gematigde wijze
plaatsvindt. Bij een stijgende prijs nemen de aardgasbaten toe 4, wordt energiebesparing rendabeler,
wordt duurzame energie kosteneffectief, komen grote gasprojecten makkelijk tot stand, en zijn aandelen
Koninklijke een goede belegging. Men moet dus wel
heel sterke argumenten hebben om geen stijgende
energieprijs te (willen) verwachten.
De ‘economische’ oorzaken zijn anders. Achteraf
gezien was in het begin van de jaren tachtig de mondiale bnp-groeiverwachting
veel te optimistisch. Ook
was door vrijwel niemand voorzien dat non-OPEClanden zoveel olie zouden produceren. Ten slotte
was men veel pessimistischer over de inkomenselasticiteit van de energievraag dan achteraf gerechtvaardigd bleek5 Daar komt bij dat op de oliemarkt de

ESB 23-11-1994

angst voor het OPEC-kartel nog diep geworteld was,
en soms nog is.
Illustratief in dat verband is de redenering van
het Internationaal Energie Agentschap (IEA), de zusterorganisatie van de OESO. Deze komt erop neer
dat een toenemende vraag naar olie in combinatie
met beperkte produktiemogelijkheden
buiten de
OPEC, onvermijdelijk zal leiden tot een grotere ‘call
on OPEC’, waarmee de kansen dat deze organisatie
kartelrnacht zal uitoefenen toenemen, en dus de prijzen zullen stijgen6.
Bij zowel de ‘pre-economische’ als de ‘economische’ argumentatie willen we enkele kanttekeningen
plaatsen. In het navolgende zal aan de orde komen
wat onzes inziens de belangrijkste bepalende factoren zijn voor de prijs van olie, gas en kolen. De bijdrage sluit af met enkele mogelijke implicaties voor
Nederlandse eindverbruikersprijzen.

• Beide auteurs zijn verbonden aan het Ministerie van Economische Zaken. Het artikel is op persoonlijke titel geschreven. Met dank aan vele collega’s. Deze bijdrage is mede gebaseerd op Energieprijzen 1994, een studie te verschijnen
in de reeks Beleidsstudies Energie.
1. Centraal Planbureau, Scanning the future, Den Haag,
1992. Een uitzondering vormde Odei!. Zijn ESB-artikelen uit
de jaren tachtig zijn nog altijd lezenswaardig. Hij wijst daar
op het belang van non-OPEC aanbod. In 1985 betoogt hij
dat door dit aanbod en vraagbeperking een prijsdaling onvermijdelijk zal zijn. Zie P.R. Odell, Energie in de jaren tachtig, ESB, 30 april 1980, blz. 512-518; en idem, De OPEC, de
olieprijzen en de Westerse economieën op lange termijn,
ESB, 27 februari 1985, blz. 198-199.
2. J. van Sinderen, Over pre-economen, beleidseconomen en
wetenschappers, oratie, Rotterdam, 1992 ..
3. Zeer pregnant, bij voorbeeld in Stuurgroep Regulerende
Energieheffing, Eindrapportage, 1992.
4. Bij de huidige dollarwaarde, scheelt 1 dollar olieprijs verschil de Nederlandse staat! 600 mln. aan aardgasbaten.
5. H.G. Huntington, Oil price forecasting in the 1980s: what
went wrong?, The Energy]ournal, jg. 15, nr. 1, 1994.
6. IEA, World Energv Outlook, Parijs, 1993 en 1994.

Figuur 1.

Vraag en aanbod van olie

Wereldolievraag
prijs en
kosten,

non-OPEC

$/vat
totaal

vraag en aanbod,

mln. vaten per dag

De oliemarkt
De oliemarkt is een mengvorm van volledige concurrentie en monopolie. Dit kan worden geïllustreerd
aan de hand van figuur 1, waarin de relevante variabelen die de prijs bepalen zijn geschetst. We bezien
daarbij afzonderlijk aanbod en vraag, en meer in het
bijzonder het gedrag van de OPEC-landen, de aanhodcurve van non-OPEC-landen en de totale vraag.
De OPEC-landen bepalen een zeker produktievolume. Dit kan op verschillende manieren gebeuren.
Een mogelijke vorm is dat per land een quotum
wordt afgesproken, en dat elk land in de praktijk net
iets meer produceert. Dat is momenteel het geval.
Een andere vorm is dat beoogd wordt een zeker prijsniveau te bereiken en dat men daar het volume aan
aanpast. De gestelde produktie is in elk geval minder
dan de maximale capaciteit. Welke factoren precies
het gestelde produktievolume hepalen, is niet geheel
duidelijk. In de traditionele economisch getinte analyses zijn twee ‘paradigma’s’ te onderscheiden. Soms
wordt OPEC gezien als een goed samenwerkend kartel dat tracht zijn monopoliewinst (‘rents’) te maximeren. Anderen henadrukken dat de OPEC zich laat leiden door zijn bezettingsgraad: bij een hoge bezettingsgraad bij voorbeeld, zullen prijzen stijgen en
vo-lumina uitbreiden7. Meer politieke achtergrondstudies gaan daarentegen in op de rivaliteit tussen
verschillende Golfstaten of belangenovereenkomsten
respectievelijk verschillen met belangrijke consumerende landen zoals de Verenigde Staten. De belangen
van de verschillende OPEC-leden lopen immers niet
parallel. Dat maakt het kartel inherent instabiel. De
rol van Saoedi-Arabië is daarbij van doorslaggevend
belang gebleken, zowel wat betreft de directe invloed op de prijsvorming (produktie-uitbreiding
na
1986 zorgde voor de mondiale prijsdaling), als de indirecte (de veronderstelde speciale band met de Verenigde Staten). Hoe dit ook zij, van belang is vooral
dat er een zeker produktievolume min of meer exogeen wordt bepaaldS.
Vervolgens is er de aanbodcurve van de nonOPEC-producenten. Men kan dit zien als een marginale kostencurve van opeenvolgende produktielokaties. De non-OPEC-producenten
brengen hun aanbod in een concurrerende omgeving op de markt.
Ze kunnen de prijs individueel niet bepalen.
Ten derde is er de curve die qe verhouding tussen totale_vraag en olieprijs aangeeft. Deze daalt: bij
een lagere prijs wordt meer gevraagd.

Het exogeen bepaalde OPEC-aanbod laat zich uitdrukken in de parallel lopende lijnen van non-OPECaanhod en totaal aanhod. In combinatie met de vraagcurve is aldus de prijs bepaald: het gezamenlijke
aanbod van OPEC en non-OPEC is slechts op één
prijsniveau gelijk aan de totale vraag. Tot zover het
statische heeld. Vervolgens bezien we de factoren in
dynamisch perspectief. Eerst het aanhod, dan de
vraag.
Het interessantste daarbij is het mogelijke verloop
van de non-OPEC-aanbodcurve.
Voor hij voorheeld
het CPB was dit altijd een belangrijk argument in de
verwachting van hogere energieprijzen. Bij een toenemende vraag, zo was de redenering, zouden duurdere velden aangeboord moeten worden en daarmee
zou de prijs stijgen9. Hierhij werd echter de technologische ontwikkeling sterk onderschat. Deze is het afgelopen decennium zeer dynamisch geweest, mede
geïnduceerd door de lage prijzen. Het aantal werknemers op boorplatforms werd, ook uit veiligheidsoverwegingen, verminderd. Bemande platforms werden
door onbemande vervangen. Door technologische
vooruitgang wordt een groter deel van de reserves
uit een olieveld benut. Door de techniek van het horizontaal boren zijn er minder putten nodig en wordt
van een voorraad meer gewonnen. En door intrede
van driediemensionale
seismiek neemt de succesratio
van boringen toe. Al met al zijn de afgelopen jaren
de kosten van non-OPEC-olie met 25 tot 50% gedaald.
Door concurrentie van projecten binnen, en concurrentie tussen grote oliemaatschappijen onderling,
zullen de kosten verder dalen. De non-OPEC-aanbodcurve verschuift dus naar rechts. De factor die dit zou
kunnen tegenwerken is dat de voorraden zouden
kunnen opraken. Er is weinig dat er op wijst dat dit
de komende twintig jaar ook maar in beeld zal komenlO. Ook bij de zogenaamde ‘backstop’-technologie (zware olies en dergelijke) is van technologische
ontwikkeling en daarmee van kostenreductie sprake.
De tweede variabele aan de aanbodzijde is het
OPEC-gedrag. Hierop zijn verschillende factoren van
invloed, die elk in helang kunnen veranderen. Eén ervan is het financieringsprobleem
in de meeste OPEClidstaten. Additionele capaciteit in zowel produktie,
transport als raffinage is op den duur nodig. Dit is

7. Voor een overzicht, zie D. Gately, A ten-year retrospective and the world oil market, Journalof
Economie Literature, 1984.
8. Er is een omvangrijke literatuur over het inherent instabiele karakter van het OPEC-kartel, In onze analyse gaat
het nadrukkelijk over de lange-termijnprijs. Vgl. A.]. Mac
Fadyen, OPEC and cheating: revisiting the kinked demand
curve, Energy Policy, jg. 21, nr. 8, 1993.
9. M.]. Stoffers en W. Groot, Een aantal energiescenario’s
voor Nederland tot 2015, CPB-Onderzoeksmemorandum,
nr. 100, 1993. Ook in CPB-kringen wordt hierover momenteel echter genuanceerder
gedacht. In de internationale literatuur heeft vooral Adelman gewezen op het belang van
kosten en de mogelijkheid dat deze zouden dalen. Voor
een overzicht, zie M.A. Adelman, Modelling world oil supply, TheEnergyJournal,
jg. 14, nr. 1,1993.
10. BP, Statistica I Review of World Energy, 1994. Ook in dat
geval zouden nu nog niet commerciële vormen van oliewinning overigens een grens aan de prijsstijging stellen.

echter meer een politiek dan financieel probleem,
omdat bij de produktiekosten in tenminste de Golfstaten zelfs bij een olieprijs van $ 5 vrijwel elke investering rendabel is. De OPEC-landen zullen zich dan
wel open moeten stellen voor de internationale olieindustrie, wat in feite het terugdraaien van het beleid
sinds de jaren ’70 zou inhouden. Een tweede factor
in het OPEC-gedrag is de onderlinge verhouding tussen de lidstaten en de verschuivingen daarin. Naarmate meer lidstaten op volle capaciteit zullen produceren, en de facto dus hetzelfde gedrag vertonen als
non- OPEC-landen, zal dit een neerwaarts effect op
de olieprijs hebben.
De vraag neemt echter ook toe. De mate waarin
dit het geval zal zijn is steeds moeilijker te bepalen,
omdat enerzijds het milieu- en energiebesparingsbeleid in OESO-landen en anderzijds de economische
groei in niet-OESO landen hierin een cruciale rol
speelt. Het IEA verwacht dat de wereldolievraag in
2010 40% hoger is dan in 1991, dat is een jaarlijkse
toename van 1,8% bij een mondiale economische
groei van 2,9%. Dat impliceert een afname van de
olie-intensiteit van jaarlijks iets meer dan 1%, wat iets
minder is dan in de afgelopen decennia. Van de toename vindt driekwart buiten de OESO plaats, vooral
in de dynamische Aziatische economieën. Juist deze
verschuiving naar niet-OESO-landen beïnvloedt de
intensiteitsontwikkeling
negatief. Door dit alles verschuift ook de vraagcurve naar rechts.

Scenario’s
Per saldo zijn drie ontwikkelingen voor de langere
termijn denkbaar. Op korte termijn, en dat kan wel
één à twee jaar duren, kan hiervan om politiek-psychologische redenen fors afgeweken worden. In het
eerste scenario zijn het vooral de non-OPEC-producenten (en eventueel non-Golf-OPEC-landen) die
hun produktie uitbreiden, omdat de technologische
ontwikkeling zwaarder weegt dan uitputting van velden. We moeten dan vooral denken aan produktieuitbreiding in Mexico, Maleisië, Oman en het GOS.
Deze landen vergroten hun marktaandeel en vangen
de stijgende vraag op. De prijzen blijven reëel constant. In het tweede scenario dwingt de OPEC uitbreiding van zijn aandeel af door onderbieding van nonOPEC. In feite zijn alleen de Golf-OPEC-staten, Libië
en Venezuela daartoe langdurig in staat. De prijzen
zullen dan een neiging tot dalen hebben. Alleen als
de technologische ontwikkeling zou tegenvallen in
combinatie met een fors aantrekkende vraag, zou er
in het derde scènario van een sterke prijstoename
sprake zijn. We hebben het dan over lange-termijnprijzen. Op korte termijn kunnen er allerlei, politiek
of psychologisch bepaalde, schokken zijn.
Op middellange termijn hoeft de redenering van
het IEA dus niet de enig juiste te zijn. Enige prijsstijging is denkbaar, maar niet in samenhang met een
sterk stijgend OPEC-marktaandeel. Dit weerspiegelt
het ‘perverse’ karakter van de oliemarkt, waar juist
de hoge-kostenproducenten
(non-OPEC) kunnen uitbreiden en de lage-kostenproducenten
(OPEC) achterblijven. Van volledige concurrentie is daarbij geen
sprake, dan zou de prijs immers veel lager zijn.

E5B 23-11-1994

Veronderstelling

lEA-referentie

EZ laag

EZ hoog

Mutatie in % per jaar
-0,8

+2,8

-1,5

0

-3

-1,5

Groei bnp

+2,9

+2,3

+2,9

Aanbod OPEC

+4,8

+4,8

+2,9

Kosten conventioneel
backstop

(reëel, $ 1994)

Uitkomst prijs
1995

20

18

19

2000

23

17

21

2015

29

12

27

(in procenten)

Uitkomst aandeel OPEC
1995

34

34

31

2000

32

33

2015

59

39
57

38

De drie mogelijke scenario’s kunnen worden ver- Tabell. Verontaald in een bandbreedte voor lange-termijnprijzen.
derstellingen
De onderkant valt samen met de als tweede ge noemUitk;”;sten
de mogelijke ontwikkeling, de bovenkant met de der- 0 lemo e
de. De grens aan de bovenband wordt daarbij op
den duur gevormd door de winningskosten van de
zogenaamde ‘zware olies’, die in landen als Canada,
Venezuela en Maleisië winbaar zijn (backstop-technologie). De winning daarvan is nu slechts op kleine
schaal rendabel, maar ook daarvan dalen de kosten.
Bij deze prijzenband voor de langere termijn wordt
ervan uitgegaan dat het prijsniveau van 1993 een
goed startpunt vormt.

e;.

Kwantificering
Deze meer kwalitatieve gedachtengang kan met behulp van een eenvoudig model geïllustreerd worden.
In het eenvoudige model is de olieprijs afhankelijk
van de prijselasticiteit van het non-OPEC-aanbod,
technologische ontwikkeling van conventionele olie
en backstop-technologie,
de inkomenselasticiteit van
de vraag, de prijselasticiteit van de vraag, de toename
van het bnp en de exogeen geachte toename van het
OPEC-aanbodll. Zo is in alle gevallen gerekend met
een prijselasticiteit van het non-OPEC-aanbod van
0,57, een inkomenselasticiteit van de wereldolievraag
van 0,76 en een prijselasticiteit van -0,1812 In het eerste en tweede scenario dalen de kosten van oliewinning jaarlijks met 1,5%, in het derde met de helft daarvan. Dezelfde halvering vindt daar plaats bij de
kostendaling van backstop-technologie.
In het eerste
en derde scenario neemt de OPEC-produktie jaarlijks
met 2,9% toe, in het tweede echter met 4,8%. Het
11. In de gehanteerde herleide vormversie van het model
wordt de olieprijs bepaald door technologische ontwikkelingen van zowel conventionele als backstop-olie, het OPECaanbod, en het mondiale bnp. Voor een uiteenzetting van
het model zie P.A. Boot en M.J. Dykstra, De internationale
oliemarkt als strijdtoneel, te verschijnen in Tijdschrift voor
Politieke Economie.
12. De prijs- en inkomenselasticiteit
van de vraag zijn berekend op basis van IEA, World Energy Outlook, 1994; de
aanbodelasticiteit
van non-OPEC-olie op basis van Stoffers
en Groot, op. cil., 1993.

Gas (A-tarieO

Elektriciteit (huishoudelijk)

ct/m3 excl. btw
onderkant

ct/kwh excl. btw

bovenkant

onderkant

bovenkant

42

42

17,9

17,9

2000

47

55

17,8

20,7

2015

42

52

15,3

18,9

Tabel 2.
Eindverbruiksprijzen gas en
elektriciteit,
reëel, prijspeil
1994

tweede en derde scenario zijn zo de meest extreme,
en geven de mogelijke bandbreedte van de prijs op
lange termijn aan. Aan de hand van dit model kan
het verschil met de verwachting van het IEA nader
worden verklaard13.
Een preciese vergelijking met de aannamen van
de IEA is niet mogelijk, omdat in het IEA-model de
prijs juist exogeen is (en aanbod en vraag endogeen). Door de inputs en uitkomsten voor de diverse
scenario’s uit de World Energy Outlook (voor het jaar
2010) in te vullen in het stelsel vergelijkingen van
ons model kunnen de relevante parameters worden
afgeleid. Met behulp van de aldus bepaalde parameterwaarden kunnen de IEA-scenario’s worden ‘nagespeeld’. In tabel 1 worden de veronderstellingen en
uitkomsten van drie scenario’s naast elkaar gezet: het
‘nagespeelde’ IEA-referentiescenario en de genoemde twee extreme van de bovenstaand beschreven
drie scenario’s (namelijk 2 en 3).
In tabel 1 worden twee belangrijke uitkomsten
duidelijk geïllustreerd, namelijk ten eerste dat een
technologische ontwikkeling een belangrijke invloed
heeft op de prijs en ten tweede dat een groot marktaandeel van OPEC zeer wel kan samengaan met een
relatief lage prijs.

Degasmarkt
Voor gas bestaat geen wereldmarkt. Er zijn regionale
markten, zoals de Westeuropese of de Pacific. De
Westeuropese gasvraag zal tot 2010 naar verwachting
met 50% toenemen, uiteraard afhankelijk van de relatieve prijs en het gevoerde milieubeleid. Tot 2000
voorzien lange-termijn contracten in het daarvoor
noodzakelijke aanbod, maar daarna kan de Westeuropese vraag het aanbod gaan overtreffen. In beginsel
zou aanvoer uit het GOS, Afrika (Algerije of Nigeria)
of het Midden-Oosten hierin kunnen voorzien. WestEuropa wordt dan afhankelijk van lange-afstandsgas.
Het probleem hierbij zijn de kosten van het mogelijke aanbod.
Momenteel is de gasprijs een afgeleide van het alternatief, de gasolieprijs voor de kleine verbruiker en
de stookolieprijs voor de industrie. De eindverbruiker betaalt zo niet te veel, en de producent ontvangt
niet te weinig. Op deze wijze komen ook lange-termijncontracten tot stand, waarmee de grootschalige
gasinfrastructuur gefinancierd kan worden; ook deze
zijn op de z.g. marktwaarde gebaseerd. Dit beginsel
is echter moeilijk te handhaven op het moment dat
de kosten van het aanbod hoger worden dan die van
het alternatief. In een situatie van lage olieprijzen en
hoge kosten voor het lange-afstandsgas zal dat het
geval zijn. Dan zal àf de marktwaarde in opwaart<;e
zin onder’druk komen te staan (gas wordt relatief

duurder) àf het aanbod zal niet tot stand komen dat
nodig is om aan de verwachte vraag te voldoen.
Waarschijnlijk is het dan zo dat de markt (verder)
gesegmenteerd gaat worden. Kleinverbruikers, die
geen alternatief hebben, zullen meer moeten gaan betalen, en industrie en elektriciteitsproducenten
die op
olie of kolen kunnen omschakelen, relatief minder.
Als dat niet het geval zou zijn, zouden ze immers op
een substituut overstappen.
Bij een hoge olieprijs of lage kosten van gas doen
deze problemen zich uiteraard niet voor.
Voor gas blijft in de toekomst het marktwaardebeginsel de facto gehandhaafd. Bij lage olieprijzen
zal door aanbodrestricties en een verschuivende
vraag in deelmarkten van gas, de prijs ten opzichte
van olie iets duurder worden. Bij hoge olieprijzen
treedt het tegenovergestelde effect op. De olieprijzen
geven dus de maximale bandbreedte van de gasprijs
weer; die van gas zal iets smaller zijn.

De kolenmarkt
De internationale handel in kolen bedraagt 10% van
de mondiale produktie, maar is wel de snelst groeiende van alle energiemarkten. In de kolenhandel onderschddt men de handel in cokes-kolen (voor bij voorbeeld staalproduktie) en in kolen ten behoeve van
de elektriciteitsvoorziening. We hebben het alleen
over de laatste.
Deze handel is zeer concurrerend: er zijn veel
aanbieders en veel vragers. Geen enkele vragende of
aanbiedende onderneming heeft een substantieel
marktaandeel. De investeringskosten in en de ‘bouwtijd’ van mijnen zijn ook lager dan in olie of gas projecten; dit draagt aan het blijvend concurrerende karakter van deze markt bij.
De grootste kolenexporteurs zijn Australië en
Zuid-Afrika, die samen bijna 70% van de handel ten
behoeve van elektriciteitsopwekking
in handen hebben.
De belangrijkste kosten componenten zijn die van
winning en transport. Zowel mijnbouw, transport
over land en havenoverslag, als zeetransport nemen
elk circa een derde van de Europese importprijs voor
hun rekening. In alle drie hebben zich de afgelopen
tien jaar sterke kostendalingen voorgedaan. Oorzaken daarvan hadden deels een enigszins eenmalig
karakter – privatisering, toename van concurrentie in
binnenlands transport door liberalisering – en waren
anderdeels een gevolg van een continue produktiviteitstoename door diffusie van nieuwe technologie.
De laatste paar jaren heeft de produktiviteitsstijging
echter in veel mindere mate tot lagere kosten geleid
dan in de eerste helft van de jaren tachtig. Stijgende
arbeidskosten en opraken van de eenvoudigst winbare voorraden zorgden voor tegenwicht.
Omdat de kolen prijs in een mondiale, concurrerende markt wordt gevormd, is voor de lange termijn
vooral de kostenontwikkeling bepalend. De produkti13. Voor een vergelijking met CPB-uitkomsten is dat weinig
zinvol, omdat het CPB weliswaar praktisch afstand heeft genomen van de uitkomsten in Scanning thefilture, maar er
nog aan alternatieven wordt gewerkt.

viteitstoename zal voor een jaarlijkse kostendaling in
de mijnbouw in de orde van 0,5 tot 2% per jaar zorgen. Ook de transportkosten zullen reëel nog dalen.
De prijzen zullen zich cyclisch rond deze trend bewegen. De boven- en onderkant van de prijzenband
worden daarmee door de verschillende produktiviteitsverwachtingen bepaald.
Opgemerkt zij hierbij dat in het voorgaande de
markten van olie en gas aan de ene, en kolen aan de
andere kant afzonderlijk zijn bezien. In werkelijkheid
is er uiteraard van een wisselwerking sprake. Naarmate de kolenprijs lager zal worden dan die van olie
en gas, zal er eerder voor dit alternatief worden gekozen. in het bijzonder in de elektriciteitsproduktie.
Daar staan wellicht verder verscherpende milieueisen
tegenover, die vooral ongunstig voor kolen zullen uitpakken.

Eindverbruikersprijzen
Om nu een indruk te kunnen geven van de te verwachten eindverbruikersprijzen,
moeten verdere veronderstellingen worden gemaakt!4. De belangrijkste
daarvan zijn de volgende:
• bestaande contracten worden uitgevoerd;
• bestaande heffingen en marges voor handel en
transport zijn reëel constant, tenzij beleidsmatig
anders is beslist;
• de lange-termijnrelaties inzake de samenhang tussen olieproduktprijzen blijven ongewijzigd;
• de inflatie bedraagt 3% per jaar;
• de dollarkoers is! 1,90;
• het elektriciteitspark ontwikkelt zich zoals verondersteld in het ‘European Renaissance’-scenario
van CPB/ECN in de variant met lage prijzen.
Verder is, bij wijze van illustratie, bij de bovenkant
van de bandbreedte van prijzen rekening gehouden
met de invoering van een energie-C02 -heffing op
Europees niveau, die oploopt van $ 5 per vat olie in
1995 naar $ 10 per vat in 2000 en vervolgens reëel
constant blijft!5
Vervolgens kunnen eindverbruikersprijzen
worden berekend. Bij wijze van illustratie worden er in
tabel 2 twee gegeven.
De gasprijs aan de onderkant wordt tot 2000 gedomineerd door het jongste contract tussen Gasunie
en de energiedistributiebedrijven
dat voorziet in een
prijsstijging. Daarna telt vooral de dalende olieprijs.
Aan de bovenkant van de mogelijke bandbreedte telt
tot 2000 vooral de invoering van de Europese heffing. Daarna zorgt de lange-termijnrelatie tussen de
prijzen van gasolie, stookolie en ruwe olie voor een
geringe prijsdaling. Door de prijskoppeling van gas
aan stookolie en gasolie daalt dan tevens de gasprijs.
Deze prijsdaling bepaalt ook de prijsdaling van elektriciteit aan de bovenkant. Aan de onderkant houden
eerst de stijgende gas- en dalende kolenprijs elkaar
in evenwicht, vervolgens dalen beide.

Gevolgen voor de Nederlandse

economie

De Nederlandse economie is relatief energie-intensief. De energie-intensiteit van onze industrie is an-

E5B 23-11-1994

derhalf keer zo groot als die van het ÊG-gemiddelde.
Een gematigde prijsontwikkeling van deze grondstof
is voor de Nederlandse industrie dus nog belangrijker dan voor die van haar concurrenten. In het CEP
1994 heeft het CPB becijferd dat een prijsstijging van
olie van $ 3 ceteris paribus leidt tot een consumptieprijsverhoging van 0,4%, een consumptiedaling van
0,3% en een gering werkgelegenheids- en produktieverlies. Vanwege de aardgasbaten neemt het financieringstekort echter af!6. Bij de prijsonderkant heeft de
Nederlandse elektriciteitsvoorziening een duidelijke
kosten voorsprong op landen waarvan de kapitaalkosten een groter deel van de elektriciteitsrekening vormen, wat bij kernenergie en waterkracht het geval is.
Aan de prijsbovenkant is dat in mindere mate het geval. Al met al biedt dit voor de Nederlandse industrie
dus geen ongunstig perspectief. De mate waarin de
eventuele introductie van meer marktwerking in de
sector daarbij voortgang vindt, is hierbij uiteraard niet
onbelangrijk.

Ten slotte
Hoewel energiemarkten gekenmerkt worden door
veel onzekerheden en veel prognoses die er achteraf
ver naast zaten, is het van groot belang om goed inzicht te hebben in de bepalende krachten op deze
markten. De uitkomst ervan is immers van invloed
niet alleen op de rentabiliteit van energiebesparing
en de omvang van gasbaten, maar ook voor het relatieve voor- of nadeel van het gebruik van een bepaalde brandstof in de industrie of elektriciteitsproduktie .
In beschouwingen in het verleden is daarbij de invloed van technologie verwaarloosd. Indien daarmee
wel rekening wordt gehouden resulteert een beeld
van licht stijgende of zelfs dalende importprijzen op
middellange termijn. Of de eindverbruiker dat ook
zal merken is afhankelijk van het belastingregime. Uit
milieu-optiek is de invoering van internationaal afgestemde heffingen gewenst. Naarmate dat beter lukt
wordt ook de prijsprognose weer onzekerder, omdat
terugkoppelingen gaan optreden die via de vraagvermindering ook de af-bronprijs kunnen beïnvloeden
(olie) en daarmee andere substitutieprocessen (gas,
kolen) op gang brengen. In deze analyse is met politiek of psychologisch bepaalde korte-termijnfluctuaties geen rekening gehouden.
Pieter Boot
Maurice Dykstra

14. Hierbij is verder niet ingegaan op de prijs van uranium.
In de studie Energieprijzen
1994 is dat wel het geval.
15. Conform het oorspronkelijke voorstel van de Europese
Commissie uit 1992. De recente discussies gaan meer in de
richting van accijnsverhoging, maar geven voor een concrete berekening (nog) te weinig houvast. In werkelijkheid is
een heffing eerder bij lage prijzen te verwachten.
16. Centraal Planbureau, Centraal Economisch Plan, 1994,
blz. 78.