Ook in Nederland wordt nagedacht over een herziening van de SDE++ en invoering van een mechanisme om centrales, die nodig zijn als het langdurig niet waait en de zon niet schijnt, te ondersteunen. We nemen daar de tijd voor en de vorige minister Jetten heeft weliswaar enkele denkrichtingen aangegeven, maar de uitwerking aan minister Hermans overgelaten. In Duitsland gaat dit systematischer en sneller. De regering voelt een mogelijke krachtenwisseling na de deelstaatverkiezingen aankomen en zet er vaart achter. Besluiten voor de hoofdlijn van een herziening van de elektriciteitsmarkt zijn in juli na uitvoerige consultatie genomen, eind juli zijn mogelijke uitwerkingen daarvan gepubliceerd (Strommarktdesign der Zukunft), iedereen mag daar tot 6 september op reageren en dit najaar volgen de besluiten. Omdat het een mooi pakket is met grondige analyse en omdat besluiten in Duitsland ook effecten zullen hebben in Nederland is het goed hier verslag van te doen.
Volgens het voorstel heeft een marktordening vier functies: Coördinatie van vraag en aanbod, het verschaffen van een investeringskader, rekening houden met regionale verschillen en verschaffen van flexibiliteit. De analyse is dat de investeringsonzekerheid te groot is en dat de huidige vorm van stimulering van hernieuwbaar opgewekte elektriciteit na 2026 door de EU-afspraken niet meer is toegestaan. Als alternatief ziet men twee hoofdopties. Je kunt productiecapaciteit stimuleren of feitelijke productie. Alles afwegend is bij hernieuwbaar opgewekte elektriciteit gekozen voor een ondersteuning van te bouwen capaciteit, waarbij producenten dan oversubsidie moeten terugbetalen aan de hand van feitelijke productie. Die capaciteitsondersteuning kreeg de voorkeur omdat deze het meest direct aangrijpt bij onzekerheid rond de te plegen investeringen en in vergelijking met andere voorstellen relatief simpel is. Het is wel een grote wijziging ten opzichte van de huidige ondersteuning. Na de consultatie en verdere besluiten is er tijd dat in modellen verder uit te werken.
“In Duitsland was al eerder besloten dat ook de bouw van capaciteit die er wel moet zijn, maar weinig zal draaien, ondersteuning nodig heeft”
In Duitsland was al eerder besloten dat ook de bouw van capaciteit die er wel moet zijn, maar weinig zal draaien, ondersteuning nodig heeft (in Nederland wordt daar alleen nog over nagedacht). Er is al voor 12,5 GW technologieneutraal vermogen getenderd, waarbij men mikt op nieuwe gascentrales die technisch ook op waterstof kunnen draaien, waarbij het verschil tussen de kosten van aardgas en waterstof wordt vergoed. Voorlopig kan men daarmee uit de voeten, maar in 2028 moet het nieuwe mechanisme er zijn. De denkrichting is hier om een centraal capaciteitsmechanisme in te voeren voor de grootschalige investeringen, aangevuld met een decentrale capaciteitsmarkt die kleinschalige opties en vraagvermindering stimuleert waarvoor de energiebedrijven verantwoordelijk worden. Dit is natuurlijk vrij gecompliceerd, dus men neemt de tijd dat verder te doordenken en zorgvuldig in te voeren.
“Het lijkt me belangrijk dat Nederland goed kijkt naar de gekozen denkrichtingen van Duitsland”
Duitsland vormt samen met Luxemburg een enkele ‘koperen plaat’. Dat gaf voorheen geen problemen omdat het zwaartepunt van zowel vraag als aanbod zich in het midden en zuiden van het land bevond. Maar nu verschuift het aanbod zich naar het noorden terwijl de kern van de vraag in het zuiden is gebleven. Daarvoor is netverzwaring nodig, maar het lijkt zinvol ook de lokale signalen te versterken, temeer omdat Duitsland in het midden van Europa ligt en ook internationaal als draaischijf moet kunnen fungeren. Hier is men aarzelender over de beste optie. Als mogelijkheden zijn bezien regionale prijsverschillen in de netprijzen, in de subsidies of de oplossing te doordenken vanuit management van knelpunten. Voorlopig lijkt de Duitsers hier de oplossing van regionale prijsverschillen in de netprijzen het beste. Complicatie is daarbij dat grootverbruikers in Duitsland nauwelijks voor het netgebruik hoeven te betalen, dus dan levert differentiatie ook niet zoveel op.
Het laatste punt is toename van de flexibiliteit, wat primair middels prijssignalen moet lopen maar waarvoor ook belemmeringen in de regelgeving opgeruimd moeten worden. De industrie werkt al met dynamische tarieven, huishoudens nog nauwelijks. Evenals in Nederland wordt dit ook voor huishoudens stapsgewijs ingevoerd. Ook hier is een verdergaande oplossing nog niet zo eenvoudig, al was het maar omdat de bevoegdheid feitelijke nettarieven vast te stellen niet bij de regering ligt, maar bij de Bundesnetzagentur.
Het lijkt me belangrijk dat Nederland goed kijkt naar de gekozen denkrichtingen. Het zou immers gek zijn als ons grote buurland zou kiezen voor bijvoorbeeld een capaciteitsmechanisme, terwijl Nederland vanuit eenzelfde probleemstelling een heel andere keuze zou maken. Opmerkelijk is dat in het omvangrijke documentatiedocument de wisselwerking met buurlanden nauwelijks wordt behandeld. We hebben immers een gezamenlijke Centraal West-Europese marktregio in de elektriciteitsmarkt en het Pentalateraal Forum van de landen in deze regio hebben samen de marktkoppeling bedacht die nu het ideaal van de aanpak van interconnectie in Europese elektriciteitsmarkt vormt. In december 2023 en juni 2024 hebben de energieministers van dit Pentalaterale Forum nog eens bevestigd dat ze samen zullen nadenken over het ontwerp van de elektriciteitsmarkt – dan moeten we daar ook bij zijn.