Belangrijke veranderingen op de energiemarkt. "Steenkool is een overgangsbrandstof naar gas geworden."

• Grzegorz Kinelski, CEO van Enea, gaf in een toelichting op de kosten van energieproductie uit verschillende bronnen onder andere aan dat de bedrijfstijd van kolencentrales stelselmatig afneemt.
• - Ze worden door hernieuwbare energiebronnen uit de markt verdrongen en worden steeds vaker door PSE op de markt gebracht, uitsluitend om technische redenen, zoals het handhaven van de stabiliteit en veiligheid van de werking van het systeem, zegt Grzegorz Kinelski van WNP.
• Hij legt uit hoe groothandelsprijzen voor elektriciteit, een belangrijk onderdeel van de verkoopprijzen op de spot- en termijnmarkt, tot stand komen. Grzegorz Kinelski bespreekt ook de rol van gasgestookte elektriciteitsopwekking en de huidige situatie op het gebied van hernieuwbare energiebronnen.
• "Het produceren en verkopen van energie uit hernieuwbare bronnen is winstgevend, hoewel meer op de consumentenmarkt dan op de groothandelsmarkt – vooral voor eindgebruikers. Zo beheren wij de productie van groene energie", benadrukt Grzegorz Kinelski.
• Dit interview met Grzegorz Kinelski maakt deel uit van het rapport 'Energy Transformation in Practice: Investments, Infrastructure, and Sector Leaders', dat naar verwachting in première gaat op de Energy Days-conferentie , die op 1 en 2 oktober 2025 in Katowice plaatsvindt. Meld u nu aan voor een van de belangrijkste energie-evenementen.

Het veto van president Karol Nawrocki tegen de wijziging van de zogenaamde Wind Farm Act leidde onder meer tot opmerkingen dat windenergie op land momenteel de goedkoopste energiebron is. Wat zijn de kosten van elektriciteitsproductie in het geval van de belangrijkste hernieuwbare energietechnologieën (PV, windenergie op land, biogas) en in het geval van conventionele energie (steenkool, gas)?

- De kosten voor elektriciteitsproductie worden door veel factoren bepaald.

Ze zijn onder andere afhankelijk van de technologiekosten op het moment van de bouw van de opwekkingsbronnen, de kosten voor de financiering van de investeringen, de mate van capaciteitsbenutting en ten slotte de actuele variabele kosten, dat wil zeggen bijvoorbeeld bij conventionele bronnen de kosten voor brandstof en CO2-emissierechten.

Momenteel, rekening houdend met de omstandigheden in 2025, en rekening houdend met de verwachte jaarlijkse productiekosten, zijn de laagste kosten voor elektriciteitsproductie te vinden bij windparken op land , gevolgd door fotovoltaïsche energie, gascentrales, biomassacentrales en ten slotte kolencentrales.

Uiteraard worden bij de berekening van de productiekosten van kolen- en gascentrales rekening gehouden met de kosten van CO2-emissierechten.

"De elektriciteitsprijzen op de spotmarkt weerspiegelen momenteel beter de zeer grote schommelingen in het elektriciteitsaanbod ten opzichte van de vraag dan voorheen."

Het is de moeite waard om te vermelden dat de bedrijfstijd van kolencentrales systematisch afneemt , dat ze uit de markt worden verdrongen door hernieuwbare energiebronnen en dat ze steeds vaker door PSE worden gelanceerd om puur technische redenen, zoals het handhaven van de stabiliteit en veiligheid van het systeem.

Dit zijn veeleisende omstandigheden voor conventionele units, die niet ontworpen zijn om onder zulke variabele systeemeisen te werken, wat ook gevolgen heeft voor de bedrijfskosten.

Hoe worden de elektriciteitsprijzen op de groothandelsmarkt, oftewel het hoofdbestanddeel van de detailhandelsprijzen, in de huidige realiteit bepaald – gegeven de brandstofmix van elektriciteitsopwekking waarover we beschikken?

De elektriciteitsprijzen op de spotmarkt zijn zeer volatiel. Dit komt onder meer door de veranderingen die vorig jaar in de balanceringsmarkt zijn doorgevoerd en de aanhoudende groei van hernieuwbare energiebronnen.

Tegenwoordig weerspiegelen de spotprijzen voor elektriciteit de aanzienlijke schommelingen in het elektriciteitsaanbod ten opzichte van de vraag beter dan voorheen. Dit komt op zijn beurt voort uit het groeiende aandeel van weersafhankelijke hernieuwbare energiebronnen op de markt.

Dit jaar zijn de prijsveranderingen op de spotmarkt radicaler , zelfs plotselinger, dan een jaar geleden, omdat het aantal hernieuwbare energiebronnen in het systeem aanzienlijk is toegenomen. Dit kan niet worden gezegd over de regelgevende capaciteit.

Het gevolg is dat op de spotmarkt, in periodes waarin er veel aanbod is van energie uit hernieuwbare bronnen, met name fotovoltaïsche energie , waardoor duurdere kolencentrales uit de markt verdwijnen, de prijzen laag zijn of zelfs negatief. In de avonduren, wanneer het aanbod van energie uit hernieuwbare bronnen afneemt, stijgen de prijzen.

Er is momenteel geen sprake van prijsstabilisatiemechanisme, wat de markt voor energieopslag wel zou kunnen.

Stijgen de elektriciteitsprijzen in de avonduren omdat de conventionele kolencentrales de lagere productie overdag compenseren en deze vervangen door hernieuwbare energiebronnen?

"Het is niet zo dat kolencentrales de lagere productie overdag 's avonds compenseren; het is gewoon een gevolg van de marktomstandigheden. 's Avonds, wanneer de PV-systemen uitvallen, neemt het aanbod van stroom af en stijgen de elektriciteitsprijzen."

Dit fenomeen van afnemend aanbod van elektriciteit is vooral zichtbaar buiten het stookseizoen, omdat de warmtekrachtcentrales dan nog maar zeer beperkt draaien en er soms alleen nog maar grote, nog voornamelijk op kolen gestookte, elektriciteitscentrales in het systeem beschikbaar zijn.

Overigens is het gebruik van kolencentrales om de werking van het systeem te regelen, in plaats van voor basislast, continubedrijf, duur. Deze eenheden "drijven" het vermogen op en af, en het effect is vergelijkbaar met autorijden met hoge snelheid – de brandstofkosten zijn hoger dan rustig rijden met een constante snelheid.

"Steenkoolenergie verliest marktaandeel aan hernieuwbare energie. Jaar na jaar produceren we steeds minder van dit soort energie."

Werkt het zogenoemde merit order-mechanisme nog steeds, waarbij de energieprijzen worden bepaald door de duurste energiecentrale die op een bepaald moment aan de vraag voldoet?

- Het mechanisme van de merit order werkt nog steeds, maar vergeleken met voorgaande jaren, met het verschil dat de stapel productiebronnen soms wordt gesloten door goedkope bronnen en er zelfs negatieve prijzen voorkomen, wat betekent dat producenten akkoord gaan met periodieke productiesubsidies.

Hoe worden de groothandelsprijzen voor elektriciteit op de termijnmarkt gevormd?

- De termijnmarkt is zodanig opgezet dat bij het afsluiten van een contract voor de verkoop van elektriciteit die in de toekomst wordt opgewekt, tegelijkertijd een contract wordt afgesloten voor de aankoop van brandstof voor de productie van deze energie en CO2-emissierechten.

Dit is het geval voor conventionele energie, maar de elektriciteitstermijnmarkt omvat nu meer dan alleen conventionele energie . De termijnmarkt omvat nu ook PPA's voor hernieuwbare energie, evenals de verkoop van winnende veilingen voor hernieuwbare energie.

Hernieuwbare energiebronnen spelen een steeds belangrijkere rol. Energie uit conventionele bronnen wordt voornamelijk verkocht via termijncontracten op de beurs, maar in zekere mate kan ook energielevering van windparken op land, los van de reguliere productie, worden aangeboden.

Wat betekenen de op de markt ontstane energieprijzen voor de winstgevendheid van energieproductie in bepaalde technologieën?

- De situatie op het gebied van kolencentrales verslechtert, zeker met het oog op het gebruik van steenkool. Daar kunnen we over spreken, want wij produceren elektriciteit uit steenkool en niet uit bruinkool.

Kolengestookte elektriciteitsopwekking verliest marktaandeel aan hernieuwbare energie. Jaar na jaar produceren we steeds minder van dit type energie en stijgen de kosten per eenheid. In de eerste helft van 2025 was de Clean Dark Spread (het verschil tussen de verkoopprijs van elektriciteit en de variabele kosten van de elektriciteitsopwekking – kolen en CO2) vaak negatief.

"In 2029-2030, wanneer de gasblokken van Enea worden gelanceerd, zal gas de huidige kolenvoorraden grotendeels vervangen."

Tegelijkertijd zijn er steeds minder mogelijkheden om de resultaten van het segment kolencentrales te verbeteren door middel van verkoopcontracten waarbij de eigen productie wordt vervangen door de inkoop van goedkopere energie op de markt.

Er werd gezegd dat gas een overgangsbrandstof zou zijn naar emissievrije energie, maar in de praktijk is steenkool een overgangsbrandstof geworden en zal alleen gas de gereguleerde brandstof zijn.

Welke impact zal de ontwikkeling van gasgestookte elektriciteit hebben op de elektriciteitsprijzen in Polen en hoe deze zich ontwikkelen? Welke rol zal het spelen, of zou het kunnen spelen, bij het bepalen van de prijzen, aangezien gasprijzen als politiek gevoelig worden beschouwd?

Gasprijzen zijn gevoelig voor politieke gebeurtenissen, maar in langetermijncontracten is gas makkelijker te kopen dan steenkool, waardoor brandstof voor meerdere jaren gegarandeerd is. Bovendien is het belangrijk om te onthouden dat gas minder gevoelig is voor het ETS dan steenkool, omdat het minder emissies produceert.

Ik geloof dat we dankzij de ontwikkeling van de infrastructuur, de diversificatie van de leveringen en natuurlijk het afsluiten van de gasleveringen uit Rusland, wanneer we het het hardst nodig hebben (over 3-4 jaar), over een veilige levering van deze brandstof zullen beschikken.

Hoe dan ook, de rol van gasgestookte elektriciteitscentrales in Polen zal ongetwijfeld nog enige tijd blijven groeien . In 2029-2030, wanneer de gasgestookte eenheden van Enea, evenals nieuwe gasgestookte eenheden bij Energa en PGE, in gebruik worden genomen, zal gas de huidige kolengestookte centrales grotendeels vervangen.

We hopen dat gas dan een gereguleerde brandstof zal zijn en dat de kolencentrales die dan nog in bedrijf zijn, als basislastcentrales zullen functioneren en niet, zoals nu, als gereguleerde centrales.

De impact van het ETS op de prijs van elektriciteit uit fossiele brandstoffen is moeilijk te negeren. Welke ontwikkeling verwacht u voor de prijzen van CO2-emissierechten in de komende jaren?

- Voorspelde prijsontwikkelingen voor CO2-emissierechten blijken soms accuraat te zijn op korte termijn, tot wel twee jaar, maar niet op de lange termijn.

"De situatie op het gebied van hernieuwbare energie is complexer dan een jaar of twee geleden, wat te wijten is aan de snelle ontwikkeling van deze sector en het groeiende aanbod van groene energie."

Momenteel bedragen de prijzen voor CO2-emissierechten € 77 per ton CO2 en na een lange periode van zijwaartse beweging zijn ze weer aan het stijgen. Ik zie echter geen factoren die een scherpe stijging van de prijzen voor CO2-emissierechten zouden kunnen veroorzaken.

Is elektriciteitsproductie uit hernieuwbare energiebronnen rendabel ondanks de sluitingen?

- De situatie op het gebied van hernieuwbare energie is complexer dan een jaar of twee geleden , wat te wijten is aan de snelle ontwikkeling van deze sector en het groeiende aanbod van groene energie.

Het voordeel hiervan is dat een aanzienlijk deel van de hernieuwbare energiebronnen een gegarandeerde verkoopprijs heeft voor specifieke hoeveelheden elektriciteit via het veilingsysteem en dat de prijzen bovendien zijn geïndexeerd op basis van de inflatie.

Aan de andere kant worden hernieuwbare energiebronnen, met name fotovoltaïsche energie en windenergie op land, getroffen door verschijnselen die de winstgevendheid verslechteren , namelijk negatieve prijzen en niet-marktgerelateerde redispatching, d.w.z. sluitingen op verzoek van PSE.

Het opwekken en verkopen van energie uit hernieuwbare bronnen is winstgevend, hoewel meer op de consumentenmarkt dan op de groothandelsmarkt – vooral voor eindgebruikers. Zo beheren wij de productie van groene energie.

Laten we verder gaan met de samenvatting: wat is het huidige niveau van de groothandelsprijzen voor elektriciteit op de spotmarkt, aan het einde van het eerste halfjaar van 2025, en hoe hoog was dat niveau een jaar geleden? En wat heeft deze veranderingen veroorzaakt?

- In de eerste helft van 2025 bedroeg de gemiddelde prijs op de Day-Aheadmarkt PLN 427,26/MWh, vergeleken met het gemiddelde van PLN 374,47/MWh in de eerste helft van 2024. Deze stijging was grotendeels te wijten aan hogere prijzen in het eerste kwartaal, toen aanzienlijk lagere opwekking uit windbronnen werd geregistreerd en tegelijkertijd aanzienlijk hogere prijzen voor CO2-emissierechten.

Wat zijn de groothandelsprijzen voor elektriciteit in jaarcontracten voor basislastlevering in 2026, en wat waren de prijzen in dezelfde contracten in 2024 met levering in 2025?

- De prijs van BASE Y-26 bedroeg begin dit jaar PLN 438,75/MWh, steeg vervolgens naar een piek van PLN 470,93/MWh en bereikte eind juni PLN 409,00/MWh. De prijs van het bijbehorende BASE Y-25-contract bedroeg eind juni 2024 PLN 472,40/MWh.

De ontwikkeling van de energieprijzen op de termijnmarkt werd onder andere beïnvloed door veranderingen in de brandstofprijzen (lagere aardgasprijzen eind juni van dit jaar ten opzichte van vorig jaar, alsmede een lagere waardering van energiekolen) en CO2-emissierechten, alsmede door door marktdeelnemers verwachte veranderingen in de zogenoemde energiemix - een verdere toename van het aandeel hernieuwbare energiebronnen en de geplande bouw van nieuwe gascentrales.