Naar minder politiek bepaalde
stroomprijzen
Onlangs heeft het kabinet een definitief voorstel voor een nieuwe
Elektriciteitsproduktiewet goedgekeurd waarin het egaliseren van de regionale
stroomprijzen als een van de doelstellingen is opgenomen. Nadat de Raad van State advies
heeft uitgebracht zal het voorstel naar de Tweede Kamer gaan. Behalve dit vraagstuk van
meer uniforme tarieven is er ook nog het vraagstuk van de verschuiving van de
zeggenschap over de elektriciteitssector van de exploitanten naar de centrale overheid.
Vanwege de politieke consequenties dreigen de economische aspecten van de
prijsvorming van elektriciteit onderbelicht te worden. Het is het doel van dit artikel om te
laten zien dat zowel de producenten als de consumenten een rol zouden kunnen spelen bij
de economisch efficiente prijsvorming van elektriciteit. Dit vergt echter een omschakeling
van een collectieve naar een marktconforme, op marginale kosten gebaseerde benadering
van de elektriciteitsprijs.
PROF. DR. H.W.G.M. PEER*
Inleiding
De wens van het Ministerie van Economische Zaken om
tot landelijk uniforme stroomprijzen te komen lijkt voort te
vloeien uit regionaal-politieke en algemene industrie-politieke doelstellingen. De opvatting lijkt te bestaan dat alle
provincies uit het oogpunt van elektriciteitskosten even
aantrekkelijk moeten zijn als vestigingsplaats voor gezinnen en vooral bedrijven. Dat kan en dat mag, maar het
moet niet worden verward met economisch efficiente prijsvorming. Lange tijd is het aan de elektriciteitsbedrijven zelf
overgelaten om deze uniformering naderbij te brengen.
Dat dit niet al te best wilde lukken is alleszins begrijpelijk.
Op decentraal niveau bestond er immers een beter inzicht
in de oorzaken van de regionaal niet-uniforme prijzen van
elektriciteit. Uiteraard hebben Brabant, Limburg en Gelderland het voordeel van vestiging van de goedkopere
kolencentrales en Zeeland wellicht van goedkopere kernenergie, maar dit mag niet worden verward met een mogelijk efficientere bedrijfsvoering als oorzaak van de lagere
tarieven in deze provincies. Die zouden in principe moeten
kunnen worden gehandhaafd. Zonder dat er eerst wordt
ingegaan op de toelastbaarheid van regionaal gedifferentieerde tarieven op basis van economisch onderbouwde
argumenten wordt nu reeds gesproken over een tweetal
mogelijkheden om de voor- en nadelen van landelijke uniformering over de betrokken partijen te verdelen. De minst
vergaande mogelijkheid behelst de egalisatie van de
brandstofkosten 1). De voordelen die regie’s die kolen stoken hebben, moeten worden gedeeld met de regie’s die
met relatief veel olie- en gasgestookte centrales de elektriciteit voortbrengen. Gezien de recente dalingen van olieen gasprijzen in de wereld kan de vraag worden gesteld of
men nu nog wel zoveel overhoop zou moeten halen. De
tweede mogelijkheid is een volledige ‘pooling’ van alle
kosten. Dus niet alleen de brandstofkosten, maar ook de
kapitaalkosten, overheadkosten, bedieningskosten en on298
derhoudskosten egaliseren. De normale economische
prikkels om tot efficiente bedrijfsvoering te komen kunnen
hierdoor aanzienlijk worden gereduceerd. Immers, het hele land zal in het kostenpoolingssysteem aan de inefficienties moeten meebetalen. In plaats van het volgen van de
tijdgeest, dat wil zeggen het gebruik maken van de wetten
van vraag en aanbod om tot efficiente prijsvorming en investeringsplanning te komen, wordt een ingewikkeld en
kunstmatig systeem van premies en boetes geconstrueerd om te worden toegepast, indien de prijsstelling niet
conform de landelijke norm is. Daarbij komt nog dat dit
soort systemen van premies en boetes de natuurlijke neiging hebben om de minst efficiente en duurste wijze van
voortbrenging tot norm te maken. Als dit systeem zijn beslag gaat krijgen dan kan men voortaan interessante politieke discussies over de hoogte van de landelijke norm en
de hoogte van boetes en premies tegemoet zien. Mede
hierom lijkt een andere dan de door de minister voorgestelde basis voor de prijsstelling van elektriciteit gewenst. In
dit artikel wordt het probleem verkend hoe de verbruiker
van elektriciteit een prijs zou kunnen worden berekend in
overeenstemming met de marginale kosten van voortbrenging van elektriciteit. Op deze wijze zouden de elektriciteitsbedrijven kunnen meewerken aan de verhoging van
de collectieve welvaart.
Integrate kostendekking per deelmarkt
Voor de eerste oliecrisis is de elektriciteitssector van kolen via olie op aardgas overgeschakeld. Deze inrichting
van het machinepark heeft na de oliecrisis van 1973 de be* Hoogleraar Algemene Economie aan de Open Universiteit.
1) De totale kosten bedragen thans f. 10,5 mrd. Brandstofkosten bedragen f. 5,5 mrd., de vaste lasten bedragen f. 1,5 mrd. en de distributiekosten f. 3,5 mrd.
kende problemen opgeleverd. Het aandeel van de brandstofkosten in de totale produktiekosten per kilowatt-uur
stegen van een kwart naar tweederde. De niet-brandstofkosten namen eveneens toe ten gevolge van rente-ontwikkelingen, inflatie en het achterwege blijven van schaalvoordelen. In de periode 1973-1981 steeg de elektriciteitsprijs met nominaal 180%, reeel met 60%.
Voorafgaande aan een beschouwing over een efficiente
prijsvorming kan allereerst aandacht worden besteed aan
de hier te lande gehanteerde filosofie voor de bepaling van
de elektriciteitstarieven. Er wordt allereerst een onderscheid gemaakt tussen kleinverbruikers en grootverbruikers van elektriciteit. Het onderscheid is arbitrair en daaromnietoveralin het land uniform, maar bij een hoofdzekering boven 3 x 80 ampere adviseert de Vereniging van Exploitanten van Elektriciteitsbedrijven in Nederland om een
dergelijke verbruiker een grootverbruiker te noemen. Bij
een bedrijfstijd van tweeduizend uren en een feitelijk vermogen van 35 kilowatt is het jaarlijkse verbruik 70.000
kilowatt-uur. Bij een kleinverbruiker denkt men toch eerder
in de orde van grootte van minder dan 10.000 kilowatt-uur
per jaar.
De kleinverbruikers betalen een rekening die uit drie onderdelen is opgebouwd:
– het vastrecht, dat onafhankelijk is van de afgenomen
hoeveelheid elektriciteit. Dit zijn vooral vergoedingen
voor de kosten van meteropneming, facturering en incassering;
– de brandstoftoeslag, of meer precies, de brandstofkostenvergoeding per afgenomen kilowatt-uur die de
verbruiker aan het elektriciteitsbedrijf betaalt;
– het basisdeel van het kilowatt-uurtarief, waarin alle
overige kosten die nagenoeg niet varieren met de
stroomafname, zijn ondergebracht. De winstafdrachten aan gemeenten en provincies moeten eveneens
onderdeel van deze ‘kosten’ uitmaken.
Een rudimentaire voorloper van een efficiente prijsvorming kan worden herkend in het zogenoemde nachttarief.
Het basisdeel van het kilowatt-uurtarief is in dit nachttarief
met ongeveer vijf cent verminderd. Het vastrecht wordt
dan maandelijks met enkele guldens verhoogd vanwege
de installatie van een dubbeltariefmeter en administratieve verwerking van twee meterstanden.
De tariefopbouw voor de grootverbruiker bevat naast de
voor de kleinverbruiker drie genoemde componenten ook
nog een kilowatt-vergoeding voor het afgenomen vermogen. Allereerst is er weer sprake van een maandelijks
vastrecht. Verder een vergoeding per kilowatt maximale
belasting, die oploopt met de bedrijfstijd. Deze vergoeding
wordt verdubbeld indien de maximale belasting van de
grootverbruiker in piektijd valt. Voorts een vergoeding per
afgenomen kilowatt-uur, die overdag groter is dan
‘snachts en in het algemeen daalt bij een hogere bedrijfstijd. Het onderscheid tussen een dag- en nachtvergoeding is weer een rudimentaire vorm van een economisch efficiente prijsvorming, maar het degressieve karakter ervan bij een hogere bedrijfstijd verdraagt zich daar
echter niet zo goed mee. Tot slot is er uiteraard de
brandstoffenvergoeding die kan varieren met de spanning
waarop wordt afgenomen.
Aan de hiervoor genoemde tarievenopbouw ligt het
boekhoudkundig onderbouwde principe van integrate
kostendekking per deelmarkt ten grondslag. Deze deelmarkten betreffen kleinverbruikers en grootverbruikers
gedifferentieerd naar bedrijfstijd. Door de brandstofkostenexplosie in het afgelopen decennium zijn de relatieve
tariefverschillen tussen deze deelmarkten kleiner geworden evenals de beoogde degressie bij oplopende bedrijfstijden. Deze situatie heeft bij de grootverbruikers, bij monde van de Stichting Industriele Grootverbruikers van Elektriciteit, geleid tot de klacht dat zij bijn evenveel betalen als
de kleinverbruikers en dat zij te weinig terugzien van de
schaalvoordelen die hun grotere afname toch moet veroorzaken. Aanvullend wijzen zij op de achteruitgang van de
concurrentiepositie ten opzichte van het buitenland. Voorlopig is aan deze bezwaren tegemoet gekomen door goed-
ESB 19-3-1986
koop aardgas in centrales in te zetten. Daarmee lijkt de
elektriciteitsprijs voor grootverbruikers een subsidieelement te hebben. Voor de periode na 1987 moet hierover
een nieuw besluit worden genomen. Hoewel het principe
van integrate kostendekking per deelmarkt meer draagvlak vindt in de elektriciteitswereld dan de door het Ministerie van Economische Zaken nagestreefde landelijke
uniformering van de elektriciteitstarieven, kan toch ook
vanuit de micro-economische theorie niet zoveel onderbouwing voor deze benadering worden gevonden.
Problemen met de huidige prijsvorming
Men kan zich afvragen wat de problemen zijn met deze
tariefbepaling van elektriciteit, alsmede met de aanvullende overwegingen voor de tariefstelling. Tot deze laatste
behoren financiele overwegingen van gemeenten en provincies die zodoende invloed hebben op de opbrengsten
van de produktie- en distributiebedrijven. Internationale
concurrentieoverwegingen worden vooral benadrukt door
de Industrie’le grootverbruikers. Zij wijzen op lagere elektriciteitsprijzen in het buitenland. Maar hieraan kunnen natuurlijke comparatieve kostenvoordelen bij de elektriciteitsproduktie ten grondslag liggen (bij voorbeeld waterkracht, kernenergie of een andere goedkoop beschikbare
brandstof). Ook kan er direct of indirect subsidising
plaatsvinden die van invloed is op de tarieven. Rechtvaardigheidsoverwegingen om tot een tariefbepaling te komen
worden vooral benadrukt door consumentenorganisaties.
Tot slot is eenvoud een invalshoek om tot tariefbepaling
van elektriciteit te komen. De uniformering van de tarieven, de integrale kostendekking per deelmarkt en de hierboven genoemde aanvullende invloeden op de prijsbepaling van elektriciteit ontberen een hechte micro-economische fundering. In de micro-economische gedachtengang
streven openbare nutsbedrijven geen winst na, maar dragen bij aan een maximale sociaal-economische welvaart.
Deze wordt beter bereikt naarmate de tarieven de feitelijke
waarde van de opgeofferde produktiefactoren weerspiegelen op het moment dat deze worden gebruikt. Dit betekent niet dat financiele overwegingen, concurrentieoverwegingen of rechtvaardigheidsoverwegingen geen
rol mogen spelen, maar zij zouden pas een rol moeten spelen nadat het vraagstuk van een micro-economisch onderbouwde efficiente prijsbepaling is opgelost.
De huidige prijsstellingspraktijken zou men boekhoudkundig van aard kunnen noemen. Enigszins gechargeerd
komt dit neer op waardebepaling van de activa die men via
al of niet ingewikkelde afschrijvingsmethodes in een jaarItjkse vergoeding voor het gebruikte vermogen laat neerslaan. Dan zijn er nog de variabele brandstofkosten die
neerslaan in de vergoeding voor de verbruikte kilowatturen, zonder dat overigens voor de verbruiker zichtbaar is
of de elektriciteit die wordt verbruikt met goedkope kolen
of met duur aardgas is gemaakt. Onderhoudskosten en
dergelijke hebben vaste en variabele componenten en
kunnen via wederom al dan niet ingewikkelde methodes
verdeeld worden naar vermogensvergoedingen en verbruiksvergoedingen. Tot slot zijn er nog de kosten die
noch een vermogenscomponent, noch een verbruikscomponent hebben, zoals de meteropneming, de facturering
en incassering die kunnen neerslaan in het vastrecht. Te
zamen worden deze kosten zo ‘rechtvaardig’ mogelijk verdeeld over de deelmarkt die geacht wordt deze kosten veroorzaakt te hebben. Deze voorstelling van zaken is misschien karikaturaal maar verschaft daarmee een kapstok
waaraan enkele kritische opmerkingen kunnen worden
opgehangen.
Het eerste probleem met deze boekhoudkundige benadering van kosten is de accentuering van de historische
oorzaken van de kosten. In een economische benadering
ligt het accent op de waarde van de produktiemiddelen die
door de beslissingen van afnemers worden verbruikt of
bespaard op het moment van verbruik. Prijzen moeten
vooral de waarde van de extra-consumptie weerspiegelen.
Als een groep van gebruikers toegang krijgt tot het elektriciteitssysteem of als de bestaande verbruikers meer gaan
gebruiken, bij voorbeeld tijdens perioden van piekbelasting, kan capaciteitsuitbreiding noodzakelijk zijn. Het is
daarom belangrijk dat deze wijziging in het consumptiepatroon in de prijzen tot uitdrukking komt. Het werkt ook andersom. Als verbruikers de afname beperken, bij voorbeeld tijdens piekuren, dan worden.er kosten vermeden.
Als prijzen de reflectie zijn van kosten dan moet de energierekening deze kostenbesparing onmiddellijk kunnen
laten zien. Dit vraagt om anticiperende methoden voor de
waardering van de verbruikte of bespaarde factoren. Een
op het verleden gerichte waarderingsmethode kan de illusie creeren dat feitelijk verbruikte of bespaarde produktiemiddelen even schaars en duur of even overvloedig en
goedkoop zijn als in het verleden. Dit kan overinvesteringen en verspillingen in de hand werken maar ook onderinvesteringen en onnodige schaarstes. Bovendien moet bij
deze methode de verbruiker opdraaien voor mogelijk foutieve investeringsbeslissingen in het verleden, hetgeen
economisch niet efficient is. In een boekhoudkundige benadering van de elektriciteitstarieven zoals hierboven
grofweg geschetst, worden prijzen op gemiddelde kosten
gebaseerd in plaats van op marginale kosten. Alleen als
prijzen gerelateerd zijn aan de marginale kosten kan er in
principe sprake zijn van efficiente aanwending van produktiemiddelen. Elke extra verbruiker of elk extra verbruik
veroorzaakt additionele kosten voor het elektriciteitsbedrijf, terwijl een vermindering van verbruik kosten
bespaart. Het zijn deze veranderingen in de kosten die in
de tarieven zouden moeten worden gereflecteerd, niet de
gemiddelde kosten.
Een tweede probleem met de boekhoudkundige benadering is de schijn van rechtvaardigheid die uitgaat van
een integrale kostendekking per deelmarkt. Deze kosten
kunnen hele andere zijn dan de verbruiker zelf veroorzaakt. Bovendien is de toedeling van de kosten naar deelmarkten arbitrair. Hiermee wordt niet gezegd dat niet zou
moeten worden gezorgd voor voldoende hoge opbrengsten om de boekhoudkundige kosten te dekken of toekomstige groei van het elektriciteitspark te financieren. Evenmin wordt gezegd dat rechtvaardigheidsoverwegingen
geen rol behoren te spelen. De essentie is dat de prijsstelling van elektriciteit zodanig moet geschieden dat efficient
gebruik door de verbruiker onmiddellijk moet kunnen worden beloond. Daarom is de volgende ordening gewenst:
allereerst dienen prijzen te worden geanalyseerd op basis
van marginale kosten, vervolgens dienen opbrengstoverwegingen een rol te spelen en tot slot kunnen dan
rechtvaardigheidsoverwegingen worden ingebracht.
Het derde probleem van de boekhoudkundige benadering heeft te maken met de veronachtzaming van prikkels
die van tarieven op basis van marginale kosten zouden
kunnen uitgaan. In het algemeen kan op z’n hoogst slechts
een keer per maand een rekening worden opgemaakt, er
zijn slechts beperkte mogelijkheden om de voortdurende
veranderingen in de vraag- en aanbodcondities in de tarieven tot uitdrukking te laten komen, mede omdat het informatiesysteem om dit continue te meten en door te geven
ontbreekt. In de boekhoudkundige benadering vindt daarom vaak een sterke vereenvoudiging plaats. Aan de verbruiker zou in principe permanent moeten kunnen worden
doorgegeven wanneer het verbruik duur is en wanneer
goedkoop. Ingenieus ontworpen degressieve bloktarieven
horen daar niet toe, wel een verdere verfijning van het dagen nachttarief of automatische afschakeling van elektrische apparatuur tijdens piekbelasting of boilerverwarming
tijdens nachtelijke uren. Degressieve bloktarieven geven
in het algemeen niet het gewenste signaal dat verbruik tijdens piekbelasting relatief duur is in termen van marginale
kosten. Een praktijk waarbij het verbruik dubbel wordt belast op momenten dat er een grote belasting optreedt, kan
dit echter gedeeltelijk corrigeren.
De marginale-kostenbenadering
Uit het voorgaande werd duidelijk dat de elektriciteitsindustrie altijd kunstmatige regels voor prijsbepaling en Jnvesteringen heeft moeten gebruiken 2). Er bestond geen
technische mogelijkheid om een permanente markt voor
het produkt elektriciteit te maken. Opslag van elektriciteit
is prohibitief duur. Daarom wordt elektriciteit geproduceerd op het moment dat de elektriciteit wordt gevraagd.
Het werd niet goed mogelijk geacht om een markt voor
elektriciteit praktisch te organiseren. Desalniettemin
slaagde de elektriciteitsindustrie met optimalisatiesystemen erin om de bedrijfsvoering indirect aan de dagelijkse
belastingcurve te koppelen. Potentieel elektriciteitsaanbod uit warmtekrachtkoppeling en wijkverwarming kan
echter onder dergelijke systemen, zelfs na correctie voor
schaalvoordelen van grootschalige opwekking, worden
ontmoedigd omdat het niet tot gegarandeerd vermogen
kan worden gerekend. Dit kan hebben geleid tot een te
grootschalige en inflexibele inrichting van het huidige
elektriciteitspark.
De sleutel voor de nieuwe marktfilosofie ligt bij de opkomst van goedkope macro-processoren die de mogelijkheid verschaffen om de ‘moment’-prijs (‘spot-price’) van
elektriciteit interactief, dus op elk moment van de dag en
de nacht, aan elektriciteitsverbruikers en elektriciteitsproducentendoorte geven. Bijditsysteem kunnen de verbruikers zelf voortdurend een rol spelen bij de beheersing van
de kosten van elektriciteitsopwekking. Ook kan er dan een
plaats worden ingeruimd voor private elektriciteitsopwekkingscapaciteit uit warmte-krachtkoppeling, windmolenparken en dergelijke. Als de elektriciteitsvraag de grenzen
van de bestaande capaciteit benaderd, kunnen opslagtarieven verbruikers en producenten van elektriciteit het signaal geven dat vraagbeperking en/of capaciteitsuitbreiding gewenst is. Nieuwe capaciteit wordt dan slechts gerechtvaardigd als de ‘basis-moment’-prijs er door verminderd. Dus bij een ‘moment’-markt kan vraag en aanbod
een directe invloed uitoefenen op de investeringsbeslissing. De potentiele besparingen op kapitaal- en brandstofkosten kunnen groot zijn.
Toch moet de implementering van een dergelijke nieuwe filosofie niet worden onderschat. Het vraagt om te beginnen een verdere terugdringing van ‘openbaar-nutdenken’ ten gunste van ‘marktconform denken’ in zowel
de elektriciteitsindustrie als daarbuiten. Dit is een proces
dat overigens al enige tijd aan de gang is. Maar zelfs al zou
de wil er zijn dan nog kan het niet van de ene op de andere
dag worden ingevoerd vanwege de grote technische en financiele en organisatorische obstakels die dan zullen
moeten worden opgelost. Toch kan dit een vruchtbaarder
en betere weg zijn dan de reeds jaren voortslepende discussie over centralisatie van de elektriciteitssector en uniformering van de tarieven op de voorgestelde manier.
Een eenvoudige weergave van de marginale-kostenbenadering ziet er als volgt uit. De kosten van elektriciteitsopwekking kunnen bij elk niveau van de vraag en de beschikbaarheid van centrales worden geoptimaliseerd door centrales in te schakelen in volgorde van verdienste, dat wil
zeggen allereerst die centrales met de laagste kortetermijn-systeemkosten. Dit gebeurt al in het Landelijke
Economische Optimalisatiesysteem dat wordt gecoordineerd vanuit het landelijke bedrijfsvoeringscentrum van
de SEP in Arnhem.
In figuur 1 worden deze marginale variabele kortetermijn-systeemkosten voorgesteld door de stijgende curve. Deze curve wordt ook wel de marginale variabele opwekkingskostencurve genoemd en kan dienen voor de afrekening tussen elektriciteitsproduktiebedrijven. De oppervlakte onder deze oplopende curve is de grootte van de
totale variabele systeemkosten. Bij de maximale capaci2) Zie onder andere drs. R.W. Vellema, De toerekening van
brandstofkosten, Elektrotechniek 63, 1985; dit artikel is een bewerking van Deelrapport nr. 6 van de Werkgroep Kostprijsmethodiek van
de Financieel-Economische Kring van de VEN.
Figuur 1. De markt voor elektriciteit.
Marginale variabele
opwekkingskosten,
prijs van elektriciteit
Marginale
variabele
| systeemkosten
Moment-prijs
Feitelijk
Maximale
verbruik
capaciteit
teit worden de marginale variabele kosten oneindig groot.
De oppervlakte onder de oplopende curve tot aan de maximale capaciteit is de maximale grootte van de totale variabele opwekkingskosten. Variabele kosten zijn de brandstofkosten, onderhoudskosten en verder alle kosten die
samenhangen met de hoeveelheid elektriciteit die feitelijk
wordt gebruikt. In de interactieve marktfilosofie wordt deze
kosteninformatie zo frequent mogelijk, bij voorbeeld elke
vijf minuten, aan verbruikers doorgegeven. Deze kunnen
dan onmiddellijk reageren door onmiddellijk en ter plaatse
de kosten en baten van elektriciteit tegen elkaar af te wegen. Dit verbruikersgedrag kan worden gemodelleerd met
de collectieve verbruikerscurve die dalend verloopt. De totale welvaart, zijnde de som van het consumentensurplus
(schuine arcering) en producentensurplus (geblokte arcering) wordt maximaal als de prijs wordt bepaald door het
snijpunt te nemen van de beide curves. Met andere woorden, het tarief wordt op dat moment gelijkgesteld aan de
op dat moment geldende marginale variabele korte-termijn-systeemkosten. Dit prijssignaal werkt zowel naar consumenten als naar producenten van elektriciteit. Bij een
oplopen van de elektriciteitsvraag (verschuiving van de
vraagcurve naar rechts) volgt de prijs de oplopende marginale kosten. Hierdoor wordt voor de op dat moment opgeofferde produktiefactoren de juiste prijs betaald. Bij oplopende vraag kunnen zo de elektriciteitsproducenten het
signaal krijgen dat zij meer elektriciteit aan het grote koppelnet kunnen aanbieden. Dit is dan de denkbare fysieke
‘plaats’ van deze elektriciteitsmarkt.
Het probleem van deze benadering zit hem niet in de
grilligheid van de vraag of de wisselende beschikbaarheid
van de opwekkingscapaciteit vanwege storing en onderhoud. Hiermee kan via waarschijnlijkheidsmethoden rekening worden gehouden. Er ontstaat echter wel een probleem wanneer de vraag de grenzen van de veilig gekozen
reservecapaciteit bereikt. Onder een marginale kostenbenadering van het elektriciteitstarief moet er dan iets speciaals gebeuren. Op langere termijn is er natuurlijk altijd de
mogelijkheid om nieuwe capaciteit te creeren. Hierdoor
wordt de koppeling gelegd tussen prijsstelling op basis
van marginale kosten en een investeringsbeslissing. Maar
als verbruikers en opwekkers de grenzen van de capaciteit
zien naderen zullen zij op korte termijn onmiddellijk een tariefopslag widen betalen, respect ievelijk willen ontvangen,
boven de marginale variabele systeemkosten. Het doel
van deze opslag is om de verbruikersvraag in overeenstemming met de beperkte capaciteit te brengen. Bij de interactieve marktfilosofie zullen op den duur de elektriciF.RR ]P,-3-I
teitsverbruikers en -voortbrengers de vaardigheid ontwikkelen om snel op deze informatie te reageren. Voorlopig
zouden de bestaande provinciate produktiebedrijven als
aanbieders aan het koppelnet en de tientallen distributiebedrijven en grote bedrijven als afnemers van het koppelnet een begin met dit marktspel kunnen maken. Later zou
het kunnen worden verf ijnd naar kleine verbruikers en kleinere, eventuele particuliere aanbieders. Overigens zijn in
Nederland voorlopig de praktische mogelijkheden voor de
toepassing van deze gedachten nog beperkt omdat nog
veel elektriciteit wordt opgewekt met oliecentrales, zodat
de marginale variabele systeemkosten-curve tamelijk vlak
verloopt. Het systeem wordt echter al wel op beperkte
schaal toegepast in de intra-Europese elektriciteitshandel.
Op lange termijn is uitbreiding van het elektriciteitspark
gewenst als de contante waarde van de extra kapitaallasten kleiner is dan de contante waarde van de variabele
kostenbesparing, gegeven de meest waarschijnlijke
elektriciteitsvraag en beschikbaarheid van de capaciteit
over de economische levensduur van de nieuwe investering 3).
Ook zelfopwekkers kunnen aan het interactieve marktsysteem deelnemen als zij verbonden zijn met het koppelnet. Aan de hand van het prijssignaal afkomstig van de
permanente elektriciteitsmarkt kunnen zij besluiten welke
hoeveelheid elektriciteit zij zelf zullen opwekken voor
eigen verbruik en welke hoeveelheid zij zullen bestemmen
voor het publieke net. De discussie over de prijs waartegen
het publieke net elektriciteit van zelfopwekkers wil opnemen wordt in dit systeem door de markt bepaald. Op elk
moment is de optimale prijs gelijk aan de marginale
systeemkosten plus eventueel toeslagen wanneer de
vraag de capaciteit overschrijdt. In een atmosfeer waarin
zeifopwekkers een integraal onderdeel van het elektriciteitssysteem zijn kan hun voortdurende aanpassing aan
de actuele momentprijzen de efficiency van het gehele
systeem helpen verbeteren. Enkele elementen van de
moment-prijsbenadering op basis van marginale systeemkosten worden reeds nu toegepast. Te denken valt aan
brandstofkostentoeslagen en economische optimalisatie
op basis van ‘merit’ der centrales.
Toch zou het voorbarig zijn om te concluderen dat het
nog slechts een kleine stap naar de interactieve marktfilosofie zou zijn. Het volledig doordenken en operationaliseren van deze gedacht kan vele jaren vergen. Enkele moeilijkheden dienen niet te worden onderschat.
Allereerst dienen verbruikers te leren omgaan met signalen die deels nog door nieuw te ontwikkelen apparatuur
permanent moeten worden doorgegeven over de prijs op
basis van de werkelijke kosten die op dat moment worden
veroorzaakt. Wetten en reguleringen van de elektriciteitssector zullen er anders uitzien dan de nu voorliggende
nieuwe elektriciteitsproduktiewet. Er zullen praktische en
acceptabele manieren moeten worden gevonden om de
waarde van de verbruikte elektriciteit af te rekenen. Voor
gemeenten en provincies zal een oplossing moeten worden gezocht voor het opdrogen van een inkomstenbron,
terwijl ook het aspect van de rechtvaardige en/of concurrerende energieprijzen niet uit het oog mag worden verloren.
Tot slot is invoering van deze interactieve marktfilosofie
moeilijker naarmate het capaciteitsoverschot in het
bestaande elektriciteitspark groter en de opbouw van dit
park eenzijdiger is. Wat zijn de mogelijke voordelen van
prijsbepaling op basis van marginale kosten? Verbruikers
kunnen in principe de vraag verminderen tijdens piekperiodes en mogelijkerwijze verschuiven naar de periodes met
de lagere prijzen. Zelfopwekkers zullen meer aanbieden
bij oplopende prijzen en minder bij neergaande prijzen.
Als vanwege piekbelasting dure brandstoffen moeten worden ingezet zijn de moment-prijzen hoog en vermindert de
vraag. Permanente toeslagen op de moment-prijs signale(Vervolg op biz. 302)
3) Zie Th. van de Klundert en H. Peer, Energie: een economisch
perspectief, Stenfert/Kroese, Leiden, 1983, hoofdstuk 10, Prijsvorming en allocatie van elektriciteit, alsmede de bij dat hoofdstuk behorende internationale vakliteratuur.