Elektriciteitsmarkten in Scandinavië en het VK
Aute ur(s ):
Huygen, A.E.H. (auteur)
Theeuw es, J.J.M. (auteur)
Rijksuniversiteit Leiden, vakgroep algemene economie.
Ve rs che ne n in:
ESB, 82e jaargang, nr. 4091, pagina 87, 29 januari 1997 (datum)
Rubrie k :
Beleid w ereldw ijd
Tre fw oord(e n):
noorw egen, energie
Engeland en Scandinavië hebben in West-Europa een voorbeeldfunctie bij concurrentie in de elektriciteitsvoorziening. Noorwegen
kent sinds 1991 een ontwikkeld stelsel van elektriciteitsmarkten. Omdat Zweden zich vorig jaar hierbij heeft aangesloten spreekt
men ook wel van het ‘Scandinavisch Model’. Hieronder wordt de Noorse situatie behandeld.
De markten die van belang zijn voor de dagelijkse handel zijn de reguleermarkt, die vraag en aanbod op het moment zelf in
overeenstemming brengt, en de dagmarkt, die hetzelfde één dag tevoren doet. Daarnaast zijn er markten voor de langere termijn (forward
en futures), waaronder een gestandaardiseerde weekmarkt. Indien partijen in Scandinavië bilaterale contracten sluiten, kunnen zij deze
fysiek uitvoeren. De geplande transporten geven zij door aan de netwerkbeheerder. Onvoorziene afwijkingen tussen gecontracteerde en
feitelijk geleverde elektriciteit worden afgerekend via de reguleermarkt.
In Noorwegen zijn ongeveer zeventig producenten actief en 230 distributiebedrijven. Het netbeheer in Noorwegen is in handen van een
onafhankelijk staatsbedrijf. Statnett SF organiseert de markt. Vrijwel alle elektriciteit in Noorwegen is afkomstig van waterkracht. Dit
vergemakkelijkt de werking van het marktenstelsel, omdat men op zeer korte termijn over extra capaciteit kan beschikken.
In Engeland heeft de Electricity Act 1989 mededinging ingevoerd. Centraal in het stelsel is de spotmarkt, waar alle producenten de
elektriciteit verplicht moeten verhandelen. Op deze markt wordt het aanbod op het moment zelf in overeenstemming gebracht met de
geschatte vraag. De bilaterale (lange termijn) contracten zijn in Engeland zuiver financieel. Partijen komen overeen dat zij het verschil
tussen de contractsprijs en de spotprijs over en weer zullen bijpassen.
Het verhandelen van alle elektriciteit via één spotmarkt bewerkstelligt een verplichte optimalisatie van de landelijke productie: op ieder
moment komen alleen de goedkoopste producenten aan de beurt. De veilingmeester in Engeland beslist dus ook over de inzet van de
centrales, die vanwege lange termijn contracten toch al zeker zijn van een vergoeding. Indien deze centrales duur zijn worden ze niet
ingezet. In Noorwegen kunnen dure centrales met een lange termijn contract blijven produceren, omdat de contracten gewoon worden
uitgevoerd. In de praktijk zal het verschil tussen beide systemen niet zo groot zijn, omdat de markten nauw verbonden zijn met elkaar.
Ook in Noorwegen kunnen, en zullen, dure centrales met een lange termijn contract de productie staken en de elektriciteit elders (bijv. op
de dagmarkt) inkopen, indien dit goedkoper is.
Bij de privatisering van de Engelse elektriciteits-bedrijven is de productiecapaciteit verdeeld over in totaal drie producenten. Twee van
hen beschikken over flexibel inzetbare productiecapaciteit, die van belang is voor de prijzen op de spotmarkt. Deze waren van ongelijke
omvang (50% en 30% van de productiecapaciteit). De derde producent heeft alleen kernenergie (20% van de productiecapaciteit). Het
beheer van het hoofdtransportnet is ondergebracht bij NGC (National Grid Company). Deze onderneming is operationeel volledig
onafhankelijk van de handelende par-tijen. NGC is in handen van de distributiebedrijven, die er verder geen invloed op kunnen
uitoefenen.
In Engeland is gebleken dat mededinging in de elektriciteitssector goed kan werken. De mededinging heeft grote winsten in efficiëntie
bewerkstelligd, zowel bij de producenten als bij de distributiebedrijven. Deze winsten zijn echter niet ten goede gekomen aan de
afnemers, wier prijzen zijn blijven hangen op het oude niveau. De productieprijzen zijn hoog gebleven vanwege het gebrek aan
concurrentie. De distributiebedrijven hadden weinig prikkels om de spotprijzen omlaag te (doen) brengen, omdat zij deze konden
doorberekenen aan de klanten. Het stelde hen bovendien in de gelegenheid om zelf ook te investeren in nieuwe productiecapaciteit, die
volgens verschillende waarnemers niet nodig is 1. De hoge prijzen zijn doorberekend aan de afnemers die onvoldoende of geen
alternatieven hadden. Kennelijk was het uiterst moeilijk voor de reguleerder om een goed inzicht te verkrijgen in de werkelijke kosten van
productie en distributie. Na voortdurende klachten heeft hij in februari 1994 de prijzen van de spotmarkt aan een maximum gebonden, en
de grote producenten verplicht om 15% van de productiecapaciteit te verkopen aan derden. De beslissing om de flexibel inzetbare
productiecapaciteit te verdelen over slechts twee producenten wordt in de literatuur algemeen als grote fout aangemerkt; het geeft deze
producenten een te grote invloed op de markt en draagt er zo aan bij dat de efficiëntievoordelen niet aan de consumenten ten goede
komen 2.
Zie ook: Elektriciteit wordt duur betaald van A.E.H. Huygen en J.J.M. Theeuwe
1 Zie R. Green. Lessons from electricity privatisation in UK, Pacific and Asian Journal of Energy, 1996, blz. 235-247; en in D.W.Bunn,
Progress in restructing, privatizing and regulating the UK electricity industry during 1990 -1995, Pacific and Asian Journal of Energy,
1996, blz 223-233.
2 Zie onder andere Armstrong, Coward en Vickers, op cit., blz. 309 en de bovengenoemde literatuur van Green en Bunn.
Copyright © 1997 – 2003 Economisch Statistische Berichten (www.economie.nl)