Modelinstrumentarium - Powers

Werking van het model

Bepaling elektriciteitsprijs<//strong></ strong=""><//></><//></><//>

De elektriciteitsprijs wordt door het POWERS-model berekend aan de hand van de elektriciteits?vraag en de short-run marginal costs (SRMC) van de elektriciteitsproductie (brandstofprijzen en variabele B&O-kosten). In de off-piek (?dal?) perioden is altijd sprake van voldoende productiecapaciteit, zodat in een perfect werkende markt de elektriciteitsprijs gereflecteerd wordt door de SRMC. De werkelijke marktprijzen liggen hier echter veelal boven omdat de marktpartijen zich in werkelijkheid minder competitief gedragen (bewust, maar ook onbewust, bijvoorbeeld vanwege onvolledige informatie). In de piekperioden kan de marktprijs veel hoger zijn dan de SRMC wanneer er sprake is van een krap aanbod. Dat hoeft niet veroorzaakt te worden door bewust of onbewust minder competitief gedrag: er ontstaan dan voor producenten zondermeer zogenaamde scarcity rents. Deze opbrengsten zijn nodig om de vaste kosten van, met name, het piekvermogen te dekken. Tot 2020 is sprake van een gematigd competitieve markt met oligopolistische kenmerken. De prijzen tenderen daarin naar het niveau van de long-run marginal costs (LRMC). Na 2020 ontstaat er in het GE-scenario een meer competitieve markt, terwijl er in het SE-scenario een oligopolistische markt blijft bestaan.

De toeslag die producenten kunnen realiseren op de variabele kosten hangt af van de mate van concurrentie, zowel in binnen- als in het aangrenzend buitenland. In het SE-scenario wordt een matig competitieve elektriciteitsmarkt verondersteld. Het verschil tussen de marginale variabele productiekosten en de marktprijzen, de mark-up, verandert gemiddeld in dit scenario niet ten opzichte van de huidige. In het GE-scenario neemt daarentegen de concurrentie op de elektriciteitsmarkt toe, hetgeen op de middellange termijn resulteert in een daling van de gemiddelde mark-up.

De mate van concurrentie, en daarmee de mark-up hangen samen met de strategie?n van de producenten die actief zijn op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. Maar ook het aantal aanbieders is van belang: naast de grootschalige binnenlandse producenten zijn dit buitenlandse aanbieders, kleinschalige decentrale producenten en onafhankelijke handelaren.

Voor het bepalen van de marginale kosten van de elektriciteitsproductie is vooral de simulatie van de spotmarkt in het model van belang.

Het basisprincipe van het model is dat de prijs wordt bepaald door het totale aanbod op de markt te vergelijken met de vraag. Gegeven de (spot)marktprijs uit het verleden gaan producenten bepalen hoeveel capaciteit zij bereid zijn aan te bieden op de spotmarkt. Dit wordt de zogenaamde optimaal aan te bieden capaciteit van de producent genoemd. Deze hoeveelheid optimaal aan te bieden capaciteit wordt bepaald door de spotprijs te vergelijken met de marginale kosten van de producent. Hier wordt aangenomen dat producenten alleen hun marginale kosten terug hoeven te verdienen. De uiteindelijke verdeling van de vraag op de spotmarkt over de producenten vindt plaats naar ratio van de aangeboden capaciteit (dit is vergelijkbaar met concurrentie op volume).

Op basis van de berekende optimaal aan te bieden capaciteiten van de producenten en de totale vraag op de markt wordt de marktprijs voor het volgende tijdstip vastgesteld. Als de vraag kleiner is dan de ?optimale capaciteit? zal de prijs afnemen (met een vaste stapgrootte), indien deze vraag groter is dan de optimale capaciteit zal de prijs stijgen. Dit is een continu proces waarmee vraag en aanbod op de markt in evenwicht worden gebracht.

Indien de optimale capaciteit lager is dan de vraag, zijn in het model vooraf zgn. ?onbalans? centrales aangewezen, die voor de resterende productie zorgdragen. Op deze wijze is ten allen tijde evenwicht tussen vraag en aanbod is, en is de elektriciteitsbalans kloppend.